Анализ результатов

Следует отметить, что, к сожалению, абсолютное большинство зарубежных программ и проектов не использовало советского опыта по технологии ПГУ из-за недостаточного развития коммерческих форм сотрудничества советских и зарубежных специалистов, заинтересованных в развитии ПГУ в мире. Использование советского масштабного опыта ПГУ позволило бы избежать достаточно дорогого и распространенного метода проб и ошибок [43].

Попытаемся это продемонстрировать на примере некоторых известных нам проектов [44].

1. Первый проект Лоуренс Ливерморской национальной лаборатории (ЛЛЛ) основывался на предварительной подготовке угольного пласта мощностью более 15 м с помощью взрывов. В центральную часть созданной таким образом высокопроницаемой зоны под давлением до 4 МПа нагнетается парокислородное дутье, а из периферийных скважин извлекается сырой газ. В наземных аппаратах он должен перерабатываться до метана как заменителя природного газа.

Были затрачены большие средства на проектирование и обоснование программы. Однако уже первые эксперименты на участке Хоу-Крик (штат Вайоминг) показали дефектность проекта. Методом взрыва не удалось создать достаточно проницаемой зоны в угольном пласте. Дальнейшие исследования ПГУ стали проводиться в угольных каналах.

Используя советский опыт технологии ПГУ, можно было бы забраковать проект еще на стадии постановки.

2. Другой американский проект подземного газогенератора "Лонгвэл" осуществлялся близ города Прайстаун (штат Западная Вирджиния). Первоначальная программа комбинированной газификации (фильтрационный и поточный методы), естественно, оказалась нереализуемой, так как к тому времени дефектность фильтрационного метода уже была доказана опытным путем в СССР.

Полученные при проведении данного эксперимента режимы огневой проработки узких буровых каналов далеки от оптимальных - скорость проработки угольного канала была в 10 раз меньше достигнутой в СССР на Южно-Абинской станции "Подземгаз".

3. С научной точки зрения весьма перспективной представлялась идея подземной гидрогенизации угля по патенту В. Венцеля (Технический университет, г. Аахен, ФРГ). Однако практически осуществить ее оказалось невозможно, поскольку технически реализовать фильтрацию значительных количеств газа на глубинах свыше 500 м не удается даже при очень высоких давлениях газа, что было выявлено еще советским опытом.

4. Западногерманско-бельгийский проект обосновывает подземную газификацию на глубине до 1000 м, осуществляемую при давлении до 5 МПа. Эксперимент в Тулене (Бельгия) на глубине 860 м удался не полностью: две глубокие скважины (860 м) не смогли соединить сбоечным каналом. После соединения скважин направленным бурением сохранить созданную гидравлическую связь не удалось, и газификация осуществлялась фильтрационным способом при очень высоких давлениях, что не позволило получить значительные количества газа и привело к огромным затратам энергии. Главной причиной этого явилась неудачная попытка огневой проработки сбоечного канала.

Наши оценки показывают, что эта операция была вполне осуществима в условиях Тулена при использовании специальных приемов и режимов проработки канала, освоенных СССР.

5. При проведении французских экспериментов на пласте Брюэ-ан-Артуа (мощность 1,1 м, глубина 1170 м) и пласте От-Дёль (мощность 2,0 м, глубина 880 м) также не учитывался советский опыт. Гидравлический разрыв пары скважин на каждом из этих пластов завершался заполнением щели песком и последующей се огневой проработкой. В СССР же было доказано, что закрепление щели после гидроразрыва песком затрудняет ее огневое расширение, поэтому вторым этапом должно быть не закрепление щели, а ее интенсивная промывка водой, обеспечивающая идеальную гидравлическую связь соединяемых скважин.

Еще большие трудности ожидают западных специалистов при реализации ПГУ в промышленных масштабах. Российский опыт, показывающий, что проблемы промышленной технологии невозможно решить в экспериментах с двумя технологическими скважинами, полностью отсутствует на Западе. Естественно, что с ростом масштабов работ цена ошибок и пренебрежения имеющимся опытом существенно возрастает.

1.5.2 Опыт после 1990 г.

Наибольшего внимания в этот период заслуживает второй этап проекта ПГУ Европейского союза, осуществляемого в Северной Испании [46]

Как было отмечено выше, группа европейских стран (Бельгия, Франция, Германия, Англия, Нидерланды, Испания) в 1978-86 гг. в Бельгии вблизи города Тулен провела натурные исследования подземной газификации угля на глубине 1100 м. Работы финансировала Энергетическая комиссия Европейского союза. Были успешно применены направленное бурение глубокой скважины по угольному пласту, новая конструкция газоотводящей и дутьевой скважин и ряд других элементов технологии. Однако самого технологического процесса ПГУ осуществить по ряду причин не удалось.

В 1988 г. Европейский союз решил продолжить изучение и освоение технологии ПГУ на меньших глубинах, для чего был выбран район с типичными для Западной Европы угольными пластами в области Теруэль в Испании.

Затраты на исследования в рамках научно-технической программы "Терми" составили 12 млн. фунтов стерлингов, из которых примерно 40 % выделила Европейская комиссия, 13% - департамент торговли Англии, а остальные - страны-участницы. Работы проводились в период с октября 1991 г. по декабрь 1998 г.

Геология участка и конструкция опытной установки ЛГУ

Подземный газогенератор был размещен на пологопадающем участке угольного пласта мощностью 2 м на глубине 500 м. В почве пласта залегает известняк, в кровле - водоносный песок. Уголь пласта близок к лигнитам, высокобитумный, высокосернистый, массовое содержание серы составляет 7,26 %, из которых половина приходится на серу органических соединений.

Опытный газогенератор - типичный модуль американской технологии ПГУ (КРИП) с управляемым перемещением (вдоль рабочего участка скважины) зоны подвода дутья к реакционной поверхности рабочего участка скважины в угольном пласте. Дутьевой канал 1 представляет собой пробуренную по нефтегазовой технологии направленного бурения вертикально-горизонтальную скважину, вертикальный участок которой закреплен зацементированной обсадной колонной до входа в угольный пласт, а горизонтальный участок представляет собой открытый ствол по угольному пласту.

При бурении скважины были допущены ошибки, в результате которых из общей длины ее рабочего незакрепленного участка около 45 м (почти половина) были пробурены ниже угольного пласта по известняку.

В дутьевую скважину с поверхности была спущена рабочая колонна из гибкой рулонированной трубы (намотанной на барабан), способной перемещаться вдоль ствола скважины. Внутри трубы были смонтированы трубки меньшего диаметра для подачи по ним окислителя (кислорода) и топлива для розжига угольного пласта (природного газа, пропана). По дутьевой скважине подавали также и газообразный азот.

На нижнем конце рулонированой трубы была установлена газовая горелка с устройством для воспламенения газовой смеси.

С помощью барабана рабочая колонна с горелкой на забое могла перемещаться вдоль горизонтального участка скважины в угольном пласте 4, фиксируя и регулируя положение зоны воспламенения и выгазования угольного пласта.

На забой горизонтального участка дутьевой скважины пробурена вертикальная скважина 2 большего диаметра, оборудованная системой охлаждения горячего потока получаемого газа и других продуктов газификации. В результате управления траекторией бурения забой газоотводящей скважины отстоял всего на расстоянии 0,5 м от забоя горизонтальной скважины, что обеспечило успешное соединение (сбойку) обеих скважин в единый гидравлический связанный комплекс.

Была предусмотрена вторая нагнетательная вертикальная скважина с забоем, удаленным от горизонтального канала на 30 м. Она предназначалась для испытаний фильтрационного метода газификации, которые не был проведены ввиду осложнений при выполнении основной программы.

Наземный комплекс опытной установки ПГУ занимал площадь 1,85 га и включал аппараты очистки и охлаждения продуктов газификации, а также подачи дутья. Важное место занимала система измерительного мониторинга.

Не останавливаясь на типовых элементах этой установки, отметим две, на наш взгляд, важные особенности:

· непрерывное измерение давления в подземном газогенераторе через газоотводящую скважину и поддержание его близким к гидростатическому давлению (столба подземных вод) на глубине залегания угольного пласта;

· контроль за объемом выгазованного угля (пространства) осуществляли методом индикатора - путем периодического ввода с потоком окислителя гелийсодержащего компонента и фиксации его появления в продуктах газификации.

Результаты экспериментальных работ

Первый розжиг угольного пласта в нагнетательной скважине состоялся 21 июля 1997 г. вблизи забоя газоотводящей скважины, причем процесс ПГУ проводился в течение 9 суток при ограниченном расходе кислородного дутья.

Следующий этап эксперимента происходил при увеличенном до 400 м³/ч расходе кислорода после частичного извлечения из скважины рабочей колонны ("дутьепровода") и воспламенения угля новой зоны горизонтальной скважины (угольного канала). Этот этап продолжался в течение трех суток с 1 по 4 октября 1997 г.

Третий розжиг угля был проведен 4 октября в зоне выхода открытого ствола скважины из подстилающего угольный пласт известняка в уголь. Перед этим была на несколько часов отключена подача кислорода в газогенератор, что привело к деформациям и забивке тонких трубок, по которым подавали окислитель и топливо для розжига (природный газ).

Последующая подача кислорода привела к образованию взрывоопасной газовой смеси, внезапному взрыву, повреждению оборудования нагнетательной скважины и прекращению технологического процесса ПГУ. В возникшей аварийной ситуации использование второй - вертикальной - нагнетательной скважины 3 было признано нецелесообразным, и огневые работы на установке ПГУ пришлось прекратить.

Обращает на себя внимание главный результат испытаний - высокая теплота сгорания получаемого газа - около 11 МДж/м³ (2600 ккал/м³). При этом, несмотря на большое различие в расходах дутья, теплота сгорания газа ПГУ оставалась практически неизменной. По-видимому, за счет более интенсивного ведения процесса ПГУ в октябре концентрация монооксида углерода возросла почти вдвое (с 8,7 до 15,6 %), а концентрация метана снизилась с 14,3 до 12,4 %.

В получаемом газе ПГУ велика концентрация сероводорода (7,9-8,8%). Потери газа из газогенератора составили около 30%.

Согласно выполненному экспериментаторами материальному балансу приток подземных вод в газогенератор был достаточно заметен (1 м³/т в июле и 1,5 м³/т в октябре). При относительно невысокой интенсивности процесса ПГУ такие удельные притоки воды на 1 т газифицируемого высокобигумного лигнитного угля весьма негативно воздействуют на химизм технологического процесса ПГУ.

Анализ результатов экспериментальных работ

Главная отличительная особенность последнего натурного испытания ПГУ Евросоюзом в Испании - проведение процесса ПГУ при относительно высоком давлении в газогенераторе - до 5,3 МПа. Столь высокого давления в подземном газогенераторе не было достигнуто за всю 70-летнюю историю ПГУ ни в России, ни в США, ни в Западной Европе. К сожалению, несмотря на такое давление (практически равное гидростатическому давлению подземных вод над горизонтом розжига), в зоне газификации были явные излишки притока подземных вод, регулировать который в сложившихся условиях было невозможно. Единственным средством снижения удельного водопритока была интенсификация процесса ПГУ. Но, очевидно, в распоряжении экспериментаторов не было достаточного количества дутьевых средств.

Вместе с тем повышенное давление ПГУ обусловило повышенный выход метана в продуктах газификации. Согласно химизму реакции образования метана, проходящей с уменьшением объема, повышение давления сдвигает реакцию вправо

СО + 3Н₂ = СН₄ + Н₂О - q

Одновременно надо отметить почти 40%-ные потери газа.

Экспериментаторы приводят сравнение составов и качества получаемого газа ПГУ при натурных испытаниях в различных условиях (в Испании, в США, а также при наземной газификации бурого угля).

Газ ПГУ в Теруэле с учетом высокого давления на оголовке газоотводящей скважины (более 5,0 МПа) легко отмывается от углекислоты и сероводорода, что позволяет решить проблема не только повышения теплоты сгорания очищенного газа до 12,6-13,8 МДж/м³ (или до 3000-3300 ккал/м³), но и удаления (улавливания) сероводорода. Поэтому потенциальные перспективы подземной газификации высокосернистых углей по технологии с высоким давлением весьма обнадеживающи. Очистка газа от диоксида углерода экологически тоже привлекательна.

Исследование выгазованного пространства подземного газогенератора и вмещающих пород проводились после завершения огневых работ путем подъема кернов с помощью специальной вертикальной скважины с несколькими стволами. Было установлено, что ширина выгазованного пространства вокруг горизонтального канала составляет около 10 м, песок в кровле угольного пласта полностью разрушен, а известняк почвы термически обработан.

Негативными моментами ПГУ в Теруэле можно считать следующие [47]:

· Выбор для ПГУ участка угольного пласта, в кровле которого залегает водоносный песок, а в почве - проницаемый известняк, нельзя считать удачным. Для опытов такого рода больше подходят угольные пласты с залеганием в плотных глинистых породах. Влияние подземных вод (да еще при высоком давлении в газогенераторе) на технологический процесс (утечки газа) было бы минимальным.

· Бурение части горизонтального канала по известняку в почве угольного пласта недопустимо (во всяком случае, это запрещено в российской технологии ПГУ). Следовало бы зацементировать пройденный по породе участок ствола скважины, после чего перебурить его заново по пласту угля.

· Прекращение подачи дутья в нагнетательную скважину при размещении гибкого дутьепровода в горизонтальном канале (тем более на границе "уголь - известняк") не может не привести к деформации последнего. Возобновление нагнетания окислителя было возможно только после продувки реакционной зоны инертным азотом (во избежание взрыва горючей смеси) и с нарастающей подачей дутья.

Основные выводы из результатов эксперимента в Сев. Испании можно сформировать так:

1. Несмотря на аварийную незавершенность огневых работ на опытном участке в Теруэле, выявлено главное: угольные пласты на глубине 500 м и более могут быть отработаны методом ПГУ с получением высококачественного и экологически чистого газового энергоносителя с теплотой сгорания 11,0-13,8 МДж/м' (2600-3300 ккал/м³).

2. Отклонение Евросоюзом предложений России о привлечении се к реализации западноевропейских проектов ПГУ в Бельгии (1980-е гг.) и в Северной Испании (1990-е гг.) можно считать ошибочным.

3. Стратегически ПГУ в конце концов должна превратиться в нетрадиционный источник газового энергоносителя из угля (на месте его залегания). Вырабатываемая на его основе электроэнергия может быть заметной статьей в топливно-энергетическом балансе России и стран Западной Европы [48].

В последние годы (1998-2009) опытные работы по ПГУ начали активно вести в Китае. Австралии и ЮАР В Китае в опыт ной эксплуатации находилось более 10 подземных газогенераторов.

Особенностью экспериментов в Китае является подготовка подземных газогенераторов комбинированным способом, в котором основные каналы газификации по угольному пласту готовятся шахтным способом, а подвод окислителя и отвод образовавшегося газа ПГУ осуществляются с помощью скважин.

Излишне много внимания в экспериментальных работах Китая было уделено опробованию двухстадийной технологии ПГУ. В первой стадии к раскаленной угольной поверхности подводили окислитель, а во второй - водяной пар. Получаемый во второй стадии водяной газ естественно характеризовался повышенным содержанием Н₂, СН₄, и СО, а следовательно, достаточно хорошей теплотой сгорания (10-12 МДж/м³).

Однако ограниченный выход водяного газа, малая продолжительность стадии нагнетания водяного пара до снижения температуры на реакционной поверхности до 600-800 ⁰С, а также необходимость в подобной двухстадийной ПГУ частого переключения системы управления с одной стадии на другую делают ее энергетически и экономически мало привлекательной.

Особого внимания заслуживает австралийский коммерческий проект (г. Чинчилл) предприятия "ПГУ-ТЭС" [49]. Согласно этому проекту газ ПГУ используется в комбинированном парогазовом цикле суммарной электрической мощностью 67 МВт. Экспериментальные работы по ПГУ были начаты в 1999 г., и в 2003 г. планировалось реализовать проект на полную мощность.

Проектная производительность подземного газогенератора - 100000 нм³/час газа с теплотой сгорания около 5,5 МДж/м³ (1300 ккал/м³). Процесс осуществлялся на паровоздушном дутье при давлении 1,05 МПа.

В течение 2003-2010 гг. в Австралии четырьмя различными компаниями было проведено около 10 натурных экспериментов, подтвердивших возможность получения методом ПГУ горючего газа. Однако негативной особенностью большей части этих экспериментов было использование только вертикальных скважин, находящихся, как правило, в зоне сдвижения горного массива при выгазовывании угольного пласта.

В ЮАР (Маджуба) практически был повторен эксперимент австралийского проекта (г. Чинчилл), только вместо 9 технологических вертикальных скважин в Маджубе было 19.

В настоящее время в ряде стран (Индия, Вьетнам, США, Канада, Великобритания, Германия, и др.) объявлено о начале проектирования опытных предприятий ПГУ.

Анализ зарубежного опыта

Итак, во многих странах мира, начиная с 50-х годов XX в. делались попытки экспериментальной проверки возможностей подземной газификации угольных пластов на месте их залегания. Повышенная активность характерна для периода после 1970 г., когда, может быть, впервые проявились признаки мирового энергетического кризиса.

Обобщая зарубежный опыт, необходимо отметить следующее:

1. Как правило, все зарубежные опыты по ПГУ в естественных условиях осуществлялись всего лишь на нескольких скважинах (за исключением последних опытных работ в Китае, Австралии и ЮАР). Поэтому эти работы следует рассматривать лишь в качестве принципиальной проверки газификации угля на месте его залегания.

Весь отечественный опыт показывает, что от отдельных тестовых экспериментов до промышленного предприятия ПГУ дистанция достаточно большая. Задача стабильного и долговременного производства искусственного газа и снабжения им потребителя гораздо более сложная и ответственная, требующая для своей реализации большого количества скважин, постоянная эксплуатация которых должна быть основана на специальном технологическом регламенте.

2. Метод КРИП, запатентованный американцами (ЛЛЛ), решает очень важную для ПГУ задачу контролируемого реагирования окислителя с огневым забоем угольного пласта. Однако конструктивное оформление этого метода не только весьма трудоемко, но и не предусматривает гидравлически связанной системы многих скважин. Это затрудняет промышленную эксплуатацию большого количества скважин-газогенераторов и не обеспечивает полноты выгазования угольного пласта.

3. В России ПГУ насчитывает более чем полувековой период практической и научной разработки. К настоящему времени (несмотря на полное прекращение работ по ПГУ в 1996 г.) разработаны новые конструктивные и технологические решения, защищенные блоком свежих российских патентов.

4. В мире начинается новая волна интереса к ПГУ. Можно продолжать осуществлять тестовые эксперименты, далекие от промышленных требований и современных разработок нового поколения технологии ПГУ, а можно начать сразу же с самых эффективных технических решений, разработанных в последние годы в России.

1.6 Выводы

По итогам рассмотрения данного раздела можно сделать следующие выводы:

1. Подземная газификация угля, с точки зрения экологичности технологии, возможна и оптимальна к применению в условиях Южной Якутии.

2. Накопленный российскими и зарубежными учеными опыт в отработке технологии подземной газификации угля позволяет говорить о возможности применения данной технологии на месторождениях Южной Якутии.

2. Геология

2.1 Общие сведения о месторождении

Усмунский угленосный район расположен в западной части Южно-Якутского каменноугольного бассейна и является продолжением Алдано-Чульманского района. Условной границей между районами является р. Алдан. Сыллахское месторождение расположено в западной части Усмунского района.

Границы месторождения: северная проводится по правому притоку р. Нырныкта и далее до излучины р. Тунгурча (3км ниже слияния рек Сыллах и Тунгурча), восточной границей является р. Тунгурча и её левый приток - ручей Мошарик, южная граница проводится по контакту архейских кристаллических образований с юрской угленосной толщей, западной границей является выступ архейских кристаллических образований и р. Нырныкта.

В пределах месторождения выделены два участка: Сыллахский и Тунгурчинский, естественной границей между ними является р. Сыллах. Предварительные и детальные геологоразведочные работы выполнялись в южной части Сыллахского месторождения (рис. 1). Объектами работ являлись угольные пласты К₁₂ и К₄ на участках, пригодных для отработки открытым способом. Непосредственно границами выполненных работ являются: на севере - выходы пластов К₄ и К₁₂ под четвертичные отложения, на юге - условная линия, соответствующая предельному коэффициенту вскрыши 10м³/т по каждому из пластов, западная и восточная - соответствуют границам месторождения. В западной части Сыллахского участка в пределах компактного развития пласта К₁₂, пространственно приуроченного к асимметричной синклинальной структуре, и разведан участок первой очереди отработки, границами которого являются на севере, западе и юго-западе - выход пласта под четверичные отложения. Площадь Сыллахского месторождения составляет около 220км². Предварительные и детальные работы выполнены на площади около 14км² в южной части месторождения. Административно площадь работ расположена в пределах Нерюнгринского улуса Республики Саха (Якутия).

Рельеф района работ довольно однообразен и характеризуется наличием широких плоских водоразделов, расчлененных крутоврезанными, узкими длинами водотоков. Абсолютные отметки водоразделов колеблются от 750 до 890м на Сыллахском участке и от 775 до 897м на Тунгурчинском, при относительном превышении над днищами долин в пределах 150-290м.

В пределах месторождения вся гидросеть относится к бассейну среднего течения р. Тунгурча, являющейся правым притоком р. Олекма. Река Тунгурча наиболее крупный водоток площади, имеет хорошо разработанную длину шириной до 1200м. Долина реки участками заболочена. Река меандрирует, в долине её наблюдаются многочисленные протоки и старицы. Ширина русла изменяется от 20 до 70м, глубина реки от 0,5 до 2,0м. Для реки характерен хорошо выработанный продольный профиль с понижением русла в среднем 27м на 1км её длины. Расход реки достигает 14м³/сек. Река Сыллах является самым крупным левым притоком р. Тунгурча. Ширина её долины изменяется от 100м у южной границы месторождения до 600-700м в нижнем течении. Ширина русла составляет 10-50м, глубина - 0,5-1,5м, редко до 2,0м. В нижнем течении долина её заболочена. Река Сыллах является естественной границей между Сыллахским и Тунгурчинским участками.

Мелкие водотоки - ручьи являются притоками, преимущественно, р. Сыллах, характеризуются неразработанными узкими долинами, образуют крутоврезанные распадки с углами склонов от 5-10^о до 30-40^о. В крайней западной части Сыллахского участка гидросеть относится к верхнему течению р. Тунгурчакан (правому притоку р. Олекма).

Климат района резко континентальный с коротким жарким летом и продолжительной холодной зимой. Самые низкие температуры до -57^о отмечаются в декабре - январе при среднемесячной в январе за последние 55 лет -42,8^оС. Наиболее высокие до +33^о установлены - в июне-июле. Перепад температур достигает - 85-95^оС. Среднегодовая температура воздуха за последние 55 лет - 8,1^оС. Среднегодовое количество осадков - 523,8мм. Основная часть осадков выпадает в виде дождя. Снежный покров появляется, как правило, в конце сентября, разрушается во второй половине апреля - первой половине мая. Мощность снежного покрова составляет обычно 0,6-0,8м, в отдельные периоды достигает 1,0-1,2м.

В границах площади работ установлено сплошное развитие многолетней мерзлоты, мощность которой достигает 100-130м на Сыллахском участке и 96м на Тунгурчинском, при минимальных значениях 40-50м и 28м, соответственно. Глубина сезонного протаивания изменяется от первых десятков сантиметров в низинах и заболоченных местах до 4,7м, в среднем составляет 3,2м. По долинам рек Сыллах и Тунгурча, а также их притокам образуются наледи.

В экономическом отношении район совершенно не развит. На территории площади работ и прилегающей к ней местности (от рек Олекмы и Алдана с запада на восток от границы Республики Саха на юге, до верховьев р.Амги на севере) - население практически отсутствует. Ближайшим населенным пунктом является п. Усть-Нюкжа, расположенный примерно в 57км (по прямой) к югу от площади работ на территории Амурской области. Поселок Усть-Нюкжа является железнодорожной станцией ДВЖД. По территориям Амурской и Читинской областей проходит участок ДВЖД Усть-Нюкжа - Хани - Чара. От площади работ до железнодорожной станции Усть-Нюкжа в зимний период действует автозимник протяженностью 70-75км.

2.2 Геологическое строение Усмунского района

Усмунский угленосный район расположен в пределах Олекмо-Алданского междуречья. Угленосные отложения района выполняют широтно-ориентированную предгорную депрессию. С севера и большей части запада она ограничена эрозионными контурами поля современного развития мезозойских отложений. С юга и частично с запада угленосные отложения района ограничены Южно-Якутским региональным разломом. В крайней юго-западной части угленосные отложения выполняют Кудулинский грабен и в виде узкой полосы протягиваются до р. Олекма. На востоке Усмунский район граничит с Алдано-Чульманским. Условной границей между районами является р. Алдан.Площадь района составляет около 4,6 тыс. км².

Наиболее изучена южная часть месторождения. Граница поисково-оценочных работ, охватывающих южную часть: на севере - выход пласта К₃^н под четвертичные отложения, на западе, востоке и юге - совпадает с границами месторождения. Площадь месторождения приурочена к крупной синклинальной структуре субширотного простирания, протягивающейся параллельно Южно-якутскому разлому. Геологоразведочные работы проведены до горизонта +100 м. Площадь южной части месторождения составляет около 60 км².

Предварительная и детальная разведка угольных пластов К₄ и К₁₂ под открытую их отработку выполнялась в южной части месторождения вдоль выхода этих пластов под четвертичные отложения. Глубина исследования ограничена предельным коэффициентом вскрыши равным 10 м³/т. Площадь, охваченная разведочными работами, составляет около 14 км². В этой связи, в настоящем разделе характеризуются геологические особенности южной части месторождения, а также участков, охваченных непосредственно предварительными и детальными работами.

2.3 Геологическое строение Сыллахского месторождения

Сыллахское каменноугольное месторождение расположено в западной части Усмунского угленосного района, являющегося частью Южно-Якутского бассейна. По результатам поисково-оценочных работ в южной части месторождения установлено 469 млн. т запасов угля, из них по мощным угольным пластам К4 и К12 - 383 млн. т. Часть запасов по мощным пластам в количестве 81,2 млн. т может быть отработана открытым способом с коэффициентом вскрыши до 10м³/т. Угли каменные коксующиеся марки ГЖ, средне- и высокозольные, очень труднообогатимые, в связи с чем институтами ВУХИН и КузНииУглеобогащение рекомендованы для использования в энергетике.

2.3.1 Стратиграфия

В геологическом строении южной части Сыллахского месторождения принимают участие породы архейского комплекса, юрские угленосные отложения и четвертичные образования.

Архейские кристаллические породы слагают фундамент, на западе в виде отдельного выступа вдаются в поле развития мезозойских отложений, на юге по региональному разлому надвинуты на угленосные отложения кабактинской свиты. Надвиг архейских пород на угленосную толщу вскрыт скважинами №№ 22^а, 42, 42^а, 125, 187, 867, 907, 908, 910, 983. Мощность надвинутых образований по данным скважин составляли 24-108.9 м. Породы представлены гранито-гнейсовым комплексом верхнего архея: биотит амфиболовыми и амфиболовыми гранитизированными гнейсами, лейкократовыми мелкокристаллическими, реже мигматизированными гранитами, а также роговообманковыми, биотит-амфиболовыми, гранатсодержащими кристаллическими сланцами.

На сложнодислоцированных породах фундамента несогласно залегают угленосные отложения представленные породами юхтинской, дурайской и кабактинской свит. Отложения юхтинской свиты в южной части месторождения не выходят на дневную поверхность. Верхняя граница свиты залегает на глубинах 900-1800 м. Отложения ее практически неугленосны.

Дурайская свита выходит на дневную поверхность севернее границы поисково-оценочных и разведочных работ. Верхняя часть разреза свиты вскрыта скважинами №№ 23, 47, 74, 75, 76, 177, 186, 192, 193, 197, представлена частым переслаиванием песчаников мелко- и тонкозернистых с алевролитами, пластами и пропластками угля, является более тонкозернистой по сравнению с нижней частью свиты, изученной за пределами характеризуемой площади. Нижняя часть свиты мощностью около 250-300 м представлена песчаниками средне- и мелкозернистыми с редкими маломощными прослоями алевролитов. В основании свиты залегает пачка 10-20 м грубозернистых пород. Нижняя часть свиты характеризуется повышенным содержанием пирита, верхняя является наиболее угленасыщенной. В верхней тонкозернистой части свиты широко развиты сидеритовые конкреции, реже отмечаются конкреции сульфидного и смешанно-карбонатного состава. Породы насыщены органическими остатками и по сравнению с нижней частью свиты имеют преимущественно темные тона окраски. Для отложений свиты характерен полимиктовый, с преобладанием кварц-полевошпатового, состав. Содержание плагиоклазов и калиевых полевых шпатов составляет 50-65%, кварца 25-30%, обломков пород - до 20%. Содержание цемента достигает 15-20%.

Верхняя граница свиты проводится по кровле пачки тонкозернистых пород залегающих выше пласта Д₁₉ в 6-18 м. Мощность свиты - 550-600 м.

Кабактинская свита распространена в южной части Сыллахского месторождения. Породы свиты согласно залегают на отложениях дурая. Нижняя часть свиты мощностью около 170 м сложена песчаниками светло-серого цвета, преимущественно среднезернистыми с редкими маломощными прослоями алевролитов приуроченных к горизонтам угольных пластов. В средней части разреза свиты преобладают песчаники мелкозернистые и чаще встречаются алевролиты. Верхняя часть изученного разреза отличается значительной неустойчивостью литологического состава. Здесь широко развиты песчаники разнозернистые, в меньшей степени алевролиты, реже встречаются прослои гравелитов.

Песчаники по всему разрезу свиты имеют однообразный петрографический состав (80), представленный кварцем, полевыми шпатами и обломками пород. Сортировка и окатанность обломочного материала ухудшается с увеличением крупности зерна. Обломки кварца имеют изометричную, реже удлиненную форму. Кварц часто имеет включения чешуек слюды, апатита, циркона, рутила и пузырьков газа. Количество его в песчаниках изменяется от 35-40% в верхней части свиты до 55-72% в ее нижней части. В составе полевых шпатов выделяются в различной степени серицитизированные кислые плагиоклазы (альбит, альбит-олигоклаз, олигоклаз). В подчиненном количестве встречаются зерна более основного плагиоклаза. Калиевые полевые шпаты представлены ортоклазом, калишпат-пертитом, микроклином. Содержание полевых шпатов в верхней части свиты 28-44%, в нижней - 16-24%. Обломки пород представлены кислыми эффузивами, микропегматитами, микрокварцитами, кремнисто-слюдистыми сланцами, кварцевыми порфирами и др. Количество обломков вниз по разрезу свиты изменяется от 13-31% до 11-20%.

Второстепенные минералы представлены биотитом и ломонтитом, акцессорные - апатит, циркон, турмалин, гранат, лейкоксен, рутил, эпидот, сфен. Цемент песчаников по типу относится к поровому, порово-пленочному, редко - базальному, составляет до 10-15% объема пород, в базальном типе достигает 30-45%. По составу цемент кремнисто-гидрослюдисый, хлорито-гидрослюдистый, слюдистый, карбонатный, редко хлорито-ломонтитовый и ломонтитовый.

По составу и соотношению главных породобразующих компонентов песчаники относятся к трем группам: полевошпат-кварцевых, аркозовых и мезомикто-кварцевых граувакк.

Алевролиты представлены крупно- и мелкоалевритовыми алевролитами. Минеральный состав их идентичен составу песчаников, при этом минеральные компоненты резко преобладают над обломками пород. Состав акцессорных минералов тот же, что и в песчаниках. Цемент базальный, реже порово-пленочный, имеет гидрослюдистый и хлорито-слюдистый состав.

Аргиллиты имеют гидрослюдистый состав (с примесью каолинита) глинистой массы. Терригенная часть представлена минеральной смесью кварца, редких зерен плагиоклаза и чешуек измененного биотита. Акцессорные минералы те же, что и в песчаниках. Вторичные изменения выражены менее четко.

В крайней юго-западной части Сыллахского месторождения скважиной № 114, пробуренной вблизи выступа архейских пород, на глубине 196 м вскрыты метасоматически измененные осадочные породы, представленные темно-зелеными хлоритизированными серицитизированными, гематизированными песчаниками и алевролитами, сохранившими первичные текстурные и структурные признаки.

Мощность кабактинской свиты оценивается в 1000-1200 м.

На площади развития угольных пластов К₄ и К₁₂ для открытой их отработки при выполнении предварительной разведки и детальных работ изучен не полный разрез свиты. Наибольший разрез толщи, вмещающей пласт К₄, вскрыт скважинами №№ 320, 331, 334, пласт К₁₂ - скважинами № 816, 862. Мощность изученного разреза, залегающего стратиграфически выше каждого из пластов, составляет 200-225 м

В отложениях кабактинской свиты, вмещающих пласт К₄, наиболее развиты песчаники среднезернистые - от 51,4% до 56,9%. Значительно менее распространены мелкозернистые песчаники - от 24,8% до 26,4%, соответственно, на Сыллахском и Тунгурчинском участках. Редко встречаются песчаники крупнозернистые до 2,3-2,8% и алевролиты от 3,9 до 6,0%. Песчаники среднезернистые практически полностью слагают межпластье К₄-К₆. В направлении с запада на восток (от Сыллахского участка к Тунгурчинскому) отмечается некоторое уменьшение содержания средне- и крупнозернистых песчаников и увеличение мелкозернистых разностей и алевролитов. Песчаники среднезернистые слагают слои мощностью до 35-40 м, мелкозернистые - от 1-2 м до 14-16 м, крупнозернистые - не более 2-5 м. Алевролиты приурочены к горизонтам пластов К₇, К₆, почве, либо кровле пласта К₄. Мощность их не более 1,5-2,0. Исключением является скважина № 329, где горизонт пласта К₆ представлен пачкой алевролитов мощностью около 8 м и тонкозернистых песчаников мощностью до 6 м. Породы светло-серые и серые, алевролиты - до темно-серого цвета, характеризуются средней, реже хорошей сортированностью обломочного материала. В отдельных интервалах песчаников мелко- и среднезернистых отмечается от 10-15% до 30-35% крупнозернистого материала и менее 15% гравийных зерен, а также углефицированные обломки растений. Состав песчаников преимущественно кварц-полевошпатовый.

В границах участка 1 очереди отработки пласта К₁₂ породы представлены преимущественно мелко- и среднезернистыми песчаниками, содержание которых составляет соответственно 43,0% и 32,3% (рис. 2.2,а). Содержание угля достигает 9,5%. Остальные разности пород имеют резко подчиненное значение. В распределении литологических разностей как в вертикальном разрезе, так и по площади участка 1 очереди наблюдаются определенные закономерности. Межпластье К₁₂ и К_пр.² на большей части площади сложено песчаниками мелко- и тонкозернистыми и алевролитами, с подчиненным количеством последних. Мощность слоев изменяется от 1,5-2,0 до 6-8 м, соответственно алевролитов и песчаников. Выше пласта К_пр.² наблюдается переслаивание мелко- и среднезернистых песчаников, с мощностью слоев от 3-4 до 10-14 м, прослоями песчаников крупнозернистых до 1,5-3,0 м, гравелитов до 1,0-1,5 м, а также конгломератов мощностью от 13,7 до 23,4 м. Маломощные слои алевролитов приурочены к почве и кровле пластов К₁₃^н, К₁₃, К₁₄^н, К₁₄, либо представляют горизонты этих пластов (скв. № 703, 701, 508, 834 и др.). Наблюдается погрубение пород от бортов к центру синклинальной структуры, выражающееся в увеличении доли среднезернистых, крупнозернистых песчаников, а также гравелитов и конгломератов. В направлении осевой части структуры, а также к юго-восточной части участка отмечается погрубение пород и в межпластье К₁₂-К_пр.². Конгломераты встречены в разрезах скважин №№ 631, 633, 670, 665, 964, 701, а также на поверхности в районе скважин №№ 127 и 625. Гальки размером от 1-3 до 10-12 см овальной и удлиненной формы, хорошо окатанные представлены породами архейского комплекса. Конгломераты залегают в 16-28 м (с-631, 633, 670) и 54-64 м (с-964, 701, 665) стратиграфически выше пласта К₁₂. Породы, слагающие угленосную толщу участка, серого и светловато-серого цвета, в направлении к юго-востоку до светло-серого. Слоистость от субгоризонтальной и пологоволнистой в тонкозернистых и алевритовых разностях до крупной косой в крупнозернистых песчаниках. Сортированность обломочного материала средняя, реже хорошая, иногда плохая. В алевролитах и тонкозернистых песчаниках по наслоению отмечаются остатки растений плохой сохранности, в средне- и крупнозернистых песчаниках с плохой сортировкой - углефицированные обломки растений.

По образцам № 1 и № 2, отобранным из керна скважины № 740 и в канаве 37/7, определен видовой состав растений, характеризующий возраст толщи выше пласта К₁₂. В образце № 1из скважины 740 (глубина 33,2 м) определена разновидность Raphael1a d1amens1s Sew., которая характерна для верхней подсвиты кабактинской свиты и беркакитской свиты, т.е. для кабактино-беркакитского фитогоризонта. В образце № 2 из канавы 37/7 (почва пласта К₁₂) установлены папоротник Cladophleb1s vass1levskae Vachr. и цикадофит He1lunq1a sp. Папоротник известен в южной Якутии в кабактино-беркакитском горизонте. Род He1lunq1a имеет более широкое стратиграфическое распространение (средняя юра - нижний мел), но в Южной Якутии он неизвестен ниже горизонта пластов К₁₄-К₁₅ и также типичен для кабактино-беркакитского горизонта. Приуроченность этих остатков к более низкому стратиграфическому горизонту (горизонт пласта К₁₂ на Сыллахском месторождении) может свидетельствовать о более раннем проявлении этих таксонов на западе Чульманской впадины, но по мнению научных сотрудников отдела геологии угля и горючих сланцев ВСЕГЕИ В.М. Власова и Е.М. Маркович, скорее говорит о расхождении в синонимике пластов. По составу фитоориктоценозов пласты К₁₁-К₁₂ Усмунского района, а также западной и центральной частей Алдано-Чульманского района, соответствуют пластам К₁₅-К₁₇ восточной части Алдано-Чульманского района.

В почве пласта К₁₂ в расчистке в районе канавы 37/7 встречены множественные отпечатки стволов и веток растений. При сохранившемся внешнем облике обломков, органическая часть их полностью замещена песчаником. Размеры обломков от 5-6 см до более 30 см. Фрагменты рисунка коровой части стволов сохранены. Видовой состав этих остатков (отпечатков) по образцам в институте ВСЕГЕИ не установлен.

В отложениях кабактинской свиты, вмещающих пласт К₁₂ в принадвиговой части, наблюдается существенное различие в литологическом составе пород на Сыллахском и Тунгурчинском участках (рис. 2.2 б, в). В направлении с запада на восток отмечается погрубение разреза за счет уменьшения содержания мелкозернистых песчаников и алевролитов, соответственно, от 40,9% до 21,1% и 8,3% до 4,7% и увеличение среднезернистых песчаников от 34,8% до 53,9% и крупнозернистых от 1,4% до 6,5%. При этом суммарная мощность углей увеличивается на Тунгурчинском участке до 8-9% против 5,2% на Сыллахском. Мощность слоев песчаника мелко- и среднезернистого составляет 3-5 м до 10-16 м редко 20-25 м, большие значения характерны для Тунгурчинского участка. Песчаники крупнозернистые слагают слои до 4-6 м в единичных случаях (с-958) до 17 м. Алевролиты приурочены к горизонтам пластов угля, мощность их редко превышает 1,5-2,5 м. Сортированность пород средняя и хорошая, редко плохая, цвет от серого до светло-серого, более светлые тона отличают породы Тунгурчинского участка.

Четвертичные образования повсеместно перекрывают юрские угленосные отложения. В составе их выделяются делювиальные, элювиальные, коллювиальные, аллювиальные и озерно-болотные.

Делювиальные отложения распространены наиболее широко. Образуются на склонах крутизной свыше 2^о. Вниз по склону происходит изменение состава отложений от глыбово-щебнистого до дресвянистого и супесчаного. Мощность делювия колеблется от 1 до 3-4 м.

Элювиальные образования развиты на плоских вершинах водоразделов без смещения обломочных масс. Сложены глыбами, плитчатыми обломками, щебнем, супесью, суглинком. Структурный элювий характеризуется ненарушенным залеганием, в нем сохранились структурные и текстурные особенности материнских пород. Мощность элювия не превышает 3 м.

Коллювиальные отложения накапливаются в основании склонов. Представлены глыбами, плитчатыми обломками, щебнем с примесью супеси. Мощность коллювия обычно составляет 3-4 м.

Аллювиальные отложения, в пределах границ участков проведенных работ, пользуются незначительным распространением и развиты по долинам водотоков. В долине р. Сыллах они выстилают русло, слагают косы, острова. Представлены валунами, галькой, разнообразными песками. В составе обломочного материала установлены все породы, развитые в районе и за его пределами. Валуны и галька хорошо окатаны, для обломочного материала осадочного происхождения характерны уплощенные формы. Мощность руслового аллювия обычно не превышает 0,5-1,5 м, мощность аллювия слагающего поймы и острова больше и составляет 3-5 м, иногда достигая 20 м (скв. 33).

Озерно-болотные отложения развиты, в основном, в поймах, на пологих склонах, реже - на плоских водоразделах. Образование этих отложений связано с заболачиванием местности в условиях близко расположенных к поверхности многолетнемерзлых пород. Представлены они частично и полностью перегнившими остатками мхов, лишайников и других гидрофильных растений с примесью илов и песчано-глинистого материала. Мощность озерно-болотных отложений составляет на пологих склонах и вершинах плоских водоразделов 0,5-1,0 м, заросших и заболоченных озер старичного происхождения - до 2-3 м.

2.3.2 Тектоника

Геологоразведочные работы проведены в южной части Сыллахского месторождения, в пределах крупной асимметричной синклинальной структуры субширотного простирания, выполненной угленосными отложениями кабактинской свиты. С севера на юг наблюдается погружение фундамента на глубину, соответственно увеличивается мощность осадочного чехла за счет наращивания разреза в этом направлении более молодыми в стратиграфическом отношении отложениями. На крайнем юге архейские кристаллические образования фундамента надвинуты по южному региональному разлому на угленосные отложения верхней юры. На западе Сыллахского участка они в виде выступа, ограниченного разрывными нарушениями, вдаются в поле развития мезозойских отложений. Геологическое строение южной части Сыллахского месторождения характеризуется как сложное. Наиболее сложным строением отличается западная часть Сыллахского участка.

Залегание пород на северном крыле синклинальной структуры изменяется от 8-10^о до 25-45^о. В южной принадвиговой части площади выделяются две линейные структуры субширотного простирания - синклинальная и антиклинальная складки, протягивающиеся в целом параллельно региональному разлому. Погружение осей складок - в восточном направлении. Расстояние между осями структур на Тунгурчинском участке (профиль XX1) - 300 м, на Сыллахском уменьшается до 250 м. Углы падения пород на северном крыле синклинальной складки уменьшаются в западном направлении от 40^о (пр. XX1) до 11^о (пр. 4), на южном крыле по простиранию складки не изменяются и составляют 29-31^о. Южное крыло антиклинальной складки выполаживается в западном направлении. В районе профиля XX1 падение пород на южном крыле достигает 44^о, на профиле XV составляет 31^о, на профиле 4 - 17^о. В западной, наиболее нарушенной части Сыллахского участка наблюдается складчатость различных порядков. На юге простирание складок субширотное, к северу изменяется на северо-западное, погружение осей складок в юго-восточном и восточном направлениях. Наиболее крупной структурой в западной части Сыллахского участка является брахиформная синклиналь, осложненная в южной части складчатостью более высоких порядков и обрезанная на юго-востоке нарушением 7. С северо-запада до профиля 74 наблюдается погружение оси структуры к юго-востоку под углом от 15-16^одо 9-6^о, далее прослеживается неоднократное изменение направления погружения оси структуры под 2-8^о от северо-западного до юго-восточного, обусловленное, вероятно, разнознаковой тектоникой. Структура асимметрична, падение северного крыла от 9-10^о до 18-22^о, южного от 13-16^о до 23-34^о. Углы падения пород на крыльях структуры, замеренные по керну, изменяются в широких пределах и составляют на северном крыле от 10-15^о до 35-40^о, в северной части профиля 70 за выходом пласта К₁₂ - до 55-65^о; на южном крыле - 20-30^о, реже 35^о. Антиклинальная складка, ось которой проходит через скважины 149, 867, асимметричная, южное крыло падает под 30^о, северное - 24^о. Синклинальная структура в южной части участка 1 очереди отработки простирается в западном направлении, падение оси на восток под 5^о. Складка симметрична, падение пород на крыльях изменяется от 10-15^о до 25-30^о.

2.3.3 Угленосность

По результатам поисково-оценочных работ в южной части Сыллахского месторождения в отложениях кабактинской свиты установлено 62 углепроявления. Большинство из них относится к категории тонких и весьма тонких, реже к средним по мощности. Пласты К₄ и К₁₂ характеризуются как мощные, на части площади как весьма мощные (20). Большая часть пластов сложного строения с количеством внутрипластовых прослоев от 1 до 3. Пласты К₃^в, К₄ и К₁₂ имеют очень сложное строение с количеством породных прослоев от 4 до 13, в единичных случаях до 19-24. Пласты К₃^в, К₄, К₆, К₇^в, К₇^н и К₁₂ характеризуются как относительно выдержанные, остальные относятся к невыдержанным. Из 62 углепроявлений 17 были присвоены буквенные и цифровые индексы от К₁ до К₁₇. Остальные пласты имеют линзовидное залегание и, как правило, нерабочую мощность. Коэффициент общей угленосности кабактинской свиты в южной части месторождения составляет 3,03, рабочей угленосности - 1,68. Предварительная и детальная разведки выполнялись на части площади развития пластов К₄ и К₁₂, отработка которой возможна открытым способом. По результатам работ существенно уточнена характеристика этих пластов. Некоторый промышленный интерес в границах изученной площади представляют угольные пласты К₁₄, К₁₄^н, К₁₃, К₁₃^н, К_пр², залегающие стратиграфически выше пласта К₁₂, отработка которых возможна совместно с ним. По результатам работ пласт К₃^в на Тунгурчинском участке не представляет промышленного интереса для открытой добычи, в связи с уменьшением мощности до 0,64м и усложнением его строения. Параллелизация угольных пластов на изученной площади в целом не вызывала трудностей. Основное значение при увязке разрезов принадлежит мощным угольным пластам К₄ и К₁₂. При увязке геологических разрезов, особенно на участке 1 очереди и в принадвиговой части развития пласта К₁₂, использовались каротажные диаграммы масштаба 1:200, особенности литологического состава отдельных стратиграфических горизонтов, выявленные закономерности в распределении пластов по разрезу и их коррелятивные признаки. Попачечная увязка пластов проводилась по каротажным диаграммам детализационного масштаба (1:50) с привлечением диаграмм масштаба 1:200, а также результатов химических анализов зольности. Последние служили дополнительным критерием при увязке пластопересечений по разведочным скважинам с пластами по канавам и мелким скважинам на выходах. Попачечная увязка целевых и рабочих пластов на большей части площади выполнена достаточно уверенно. В то же время корреляция рабочих угольных пластов (К₁₄, К₁₄^н, К₁₃, К₁₃^н, К_пр²) на отдельных участках в центральной и южной части участка 1 очереди, а также их попачечная увязка носит условный характер. Как правило, это площади непромышленного развития пластов, где мощность и строение характеризуются крайней изменчивостью, что связано с нестабильными условиями осадко- и торфонакопления в период их формирования. Затруднена попачечная увязка пластов К₄ и К₁₂ в зонах тектонических нарушений при значительном (до 34,83-29,19м) увеличении мощности пласта. Характеристика угольных пластов, по которым производился подсчет запасов, приведена в таблице 2.1.