Збірник наукових праць УкрДГРІ, № 1, 2015 by Татьяна Рыженко

УКРАЇНСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ГЕОЛОГОРОЗВІДУВАЛЬНИЙ ІНСТИТУТ

№1 2015

Збірник наукових праць УкрДГРІ науковий журнал Виходить чотири рази на рік Засновано у 2000 р.

Київ УкрДГРІ 2015

ББК

32.973я43+33.12я43 З-41

ISSN 1682-3591

Г о л о в н и й р е д а к т о р доктор технічних наук С. В. Гошовський Р е д а к ц і й н а к о л е г і я: О. Т. Азімов, О. Б. Бобров (заступник головного редактора), Б. М. Васюк, Ю. М. Веклич, В. Я. Веліканов, А. С. Войновський, Ю. І. Войтенко, В. М. Гулій, І. Г. Зезекало, І. В. Карпенко, В. М. Клочков, М. М. Костенко, І. В. Кравченко, М. Д. Красножон (заступник головного редактора), А. Є. Кулінкович, Я. Г. Лазарук, О. І. Левченко, О. Ю. Лукін, А. В. Лущик, О. А. Лисенко, Н. Г. Люта, Г. Г. Лютий, Б. І. Малюк, Н. Я. Мармалевський, С. О. Некрасова, С. В. Нечаєв, І. Є. Палкін, А. Я. Парфенова (відповідальний секретар), А. В. Полівцев, Т. М. Пригаріна, В. Я. Пустовий, І. В. Саніна, Л. М. Степанюк, В. В. Сукач, В. І. Трегубенко, Ю. К. Тяпкін Відповідальний за випуск М. М. Костенко Затверджено до друку вченою радою УкрДГРІ

ЗБІРНИК НАУКОВИХ ПРАЦЬ УкрДГРІ

науковий журнал № 1/2015 Засновник — Український державний геологорозвідувальний інститут (УкрДГРІ) Зареєстровано в Державному комітеті інформаційної політики, телебачення та радіомовлення України Свідоцтво про державну реєстрацію серія КВ № 4558 від 18.08.2000 p. Завідувач редакції С. О. Некрасова Літредактори-коректори Р. В. Корнієнко, Л. Г. Моргун Комп’ютерна верстка C. І. Вишницька Художній редактор Б. І. Волинець

Здано до складання 21.01.2015. Підписано до друку 30.03.2015. Формат 60×84 1/8. Ум. друк. арк. 16,0. Обл.-вид. арк. 12,32. Тираж 300 прим. Зам. № 275 Видавництво УкрДГРІ Р. с. серія ДК № 182 від 18.09.2000 р. 04114, м. Київ-114, вул. Автозаводська, 78 Адреса редакції та п/п: інформаційно-видавничий відділ УкрДГРІ 04114, м. Київ-114, вул. Автозаводська, 78 Тел.: 206-35-18; тел./факс: 432-35-22 Е-mail: mru@ukrdgri.gov.ua

UKRAINIAN STATE GEOLOGICAL RESEARCH INSTITUTE

№1 2015

Scienti�c proceedings of UkrSGRI SCIENTIFIC JOURNAL 4 ISSUES PER YEAR FOUNDED IN 2000

Kyiv UkrSGRI 2015

ББК

32.973я43+33.12я43 З-41

Editor-in-Chief

ISSN 1682-3591

S. V. Hoshovskiy

EDITORIAL BOARD: O. T. Azimov, O. B. Bobrov (Deputy Editor-in-Chief), B. M. Vasyuk, Yu. M. Veklych, V. Ya. Velikanov, A. S. Voynovskiy, Yu.I.Voytenko, V. M. Guliy, I. G. Zezekalo, I. V. Karpenko, V. M. Klochkov, M. M. Kostenko, I. V. Kravchenko, M. D. Krasnozhon (Deputy Editor-in-Chief), A. Ye. Kulinkovych, Ya. G. Lazaruk, O. I. Levchenko, O. Yu. Lukin, A. V. Luschik, O. A. Lysenko, N. G. Lyuta, G. G. Lyuty, B. I. Malyuk, N. Ya. Marmalevskiy, S. O. Nekrasova, S. V. Nechaev, I. Ye. Palkin, A. Ya. Parfenova (Managing Secretary), A. V. Polivcev, T. M. Prygarina, V. Ya. Pustoviy, I. V. Sanina, L. M. Stepanyuk, V. V. Sukach, V. I. Tregubenko, Yu. K. Tyapkin

Approved to publishing by Scienti�c Council of UkrSGRI

SCIENTIFIC PROCEEDINGS of UkrSGRI SCIENTIFIC JOURNAL № 1/2015

FOUNDER – UKRAINIAN STATE GEOLOGICAL RESEARCH INSTITUTE (UkrSGRI) Head of the Editorial Staff S. O. Nekrasova Literary editing R. V. Kornienko, L. G. Morgun

EDITORSHIP ADDRESS Avtozavodska, 78А, Kyiv 04114, Ukraine Phone (+38044) 430-70-24, fax (+38044) 432-35-22 ukrdgri@ukrdgri.gov.ua

ЗМІСТ Сучасні методи сейсморозвідки у вивченні складно побудованих структур Гошовский С. В., Сиротенко П. Т., Шадура А. Н. ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ВЫДЕЛЕНИЯ СИГНАЛОВ ОТ ИСТОЧНИКА СЕЙСМИЧЕСКИХ КОЛЕБАНИЙ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ФОНЕ ШУМОВ БУРОВОГО ДОЛОТА

Мармалевский Н. Я., Роганов Ю. В., Дуброва Г. Б. CРАВНЕНИЕ ИЗОБРАЖЕНИЙ СОЛЯНОГО ШТОКА, ПОЛУЧЕННЫХ ПРИ ПОМОЩИ ДУПЛЕКСНОЙ И ИНТЕРФЕРОМЕТРИЧЕСКОЙ МИГРАЦИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СИНТЕТИЧЕСКИХ ДАННЫХ

Роман В. І., Закарієв Ю. Ш., Рябошапко С. М., Попков В. С., Богаєнко М. В., Гринь Д. М., Мукоєд Н. І. ТЕХНІКО-ТЕХНОЛОГІЧНІ КОМПЛЕКСИ ДЛЯ АДАПТИВНИХ СЕЙСМІЧНИХ ДОСЛІДЖЕНЬ

Альтернативні і відновлювані джерела енергії Василенко Т. А., Гринёв В. Г., Молчанов А. Н., Пономаренко Д. А. ВЛИЯНИЕ ГОРНОГЕОЛОГИЧЕСКИХ И СТРУКТУРНЫХ ФАКТОРОВ НА СОДЕРЖАНИЕ МЕТАНА В УГОЛЬНЫХ ПЛАСТАХ

Чепіжко О. В., Кадурін В. М., Самсонов А. І. ПРО НЕОБХІДНІСТЬ ОРГАНІЗАЦІЇ ВИДОБУТКУ ВУГЛЕВОДНЕВОЇ СИРОВИНИ В ПІВДЕННО-ЗАХІДНІЙ ЧАСТИНІ OДЕСЬКОЇ ОБЛАСТІ

Вітушко О. В., Семененко Є. В., Дякун І. Л. УТИЛІЗАЦІЯ ШАХТНОГО МЕТАНУ НА ВУГІЛЬНИХ ПІДПРИЄМСТВАХ КОГЕНЕРАЦІЙНИМИ ЕНЕРГОКОМПЛЕКСАМИ

Макогон В. В., Кривошеєв В. Т. ВЕРХНЬОВІЗЕЙСЬКА ГЛИНИСТА ТОВЩА – ПЕРСПЕКТИВНИЙ ОБ’ЄКТ ПОШУКІВ СЛАНЦЕВОГО ГАЗУ В ДНІПРОВСЬКОДОНЕЦЬКІЙ ЗАПАДИНІ

Регіональна геологія, петрологія, металогенія Зинчук Н. Н. ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ СВОЙСТВА СОСТАВА И ФОРМИРОВАНИЯ КИМБЕРЛИТОВЫХ ПОРОД

Калашник А. А. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ РАЗВИТИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ПОТЕНЦИАЛА УРАНОВОГО ОРУДЕНЕНИЯ ЭКЗОГЕННО-ИНФИЛЬТРАЦИОННОГО ТИПА В САКСАГАНСКО-СУРСКОМ РУДНОМ РАЙОНЕ УКРАИНСКОГО ЩИТА

Гідрогеологія Карабин В. В. ЗАКОНОМІРНОСТІ ЗМІНИ МАКРОКОМПОНЕНТНОГО ХІМІЧНОГО СКЛАДУ ВОД РІКИ БІЛОГО ЧЕРЕМОШУ

114

ВІТАЄМО З ЮВІЛЕЄМ ОЛЕКСАНДРА ЮХИМОВИЧА ЛУКІНА

122

РЕФЕРАТИ ЗВІТІВ НАУКОВО-ДОСЛІДНИХ РОБІТ, ЩО НАДІЙШЛИ У ФОНДИ УКРАЇНСЬКОГО ДЕРЖАВНОГО ГЕОЛОГОРОЗВІДУВАЛЬНОГО ІНСТИТУТУ У 2014 РОЦІ

124

CONTENTS Seismic investigations of complex geological structures Goshovskyi S. V., Syrotenko P. T., Shadura A. N. ESTIMATION OF ABILITY TO EXTRACT SIGNALS FROM SEISMIC OSCILLATION SOURCE WHILE OIL AND GAS WELLS DRILLING IN PRESENCE OF DRILLING BIT NOISES

Marmalevskyi N. Ya., Roganov Yu. V., Dubrova G. B. COMPARISON OF IMAGES OF SALT DOME WALL USING DUPLEX AND INTERFEROMETRIC MIGRATIONS WITH SYNTHETIC DATA

Roman V. I., Zakariev Y. Sh., Ryaboshapko S. M., Popkov V. S., Bogaenko M. V., Gryn D. M., Mukojed N. I. TEXNICAL-TECHNOLOGICAL COMPLEXES FOR ADAPTIVE SEISMIC STUDIES

Alternative and Renewable Energy Sources Vasilenko T. A., Grinev V. G., Molchanov A. N., Ponomarenko D. A. INFLUENCE OF GEOLOGICAL AND STRUCTURAL FACTORS ON THE CONTENT OF METHANE IN COAL SEAMS

Chepizhko O. V., Kadurin V. M., Samsonov A. I. ABOUT THE NEED TO ORGANIZE PRODUCTION OF HYDROCARBONS IN THE SOUTH-WESTERN PART OF THE ODESSA REGION

Vitushko O. V., Semenenko E. V., Dyakun I. L. THE UTILIZATION COAL MINE METHANE AT THE COAL ENTERPRISES COGENERATION ENERGOCOMPLEX

Makogon V. V., Kryvosheyev V. T. UPPER VISEAN CLAYEY FORMATION – PERSPECTIVE OBJECT TO SEARCH FOR SHALE GAS IN THE DNIEPER-DONETS BASIN

Geology, petrology, metallogeny Zinchuk M. M. ABOUT SOME SPECIFIC FEATURES OF COMPOSITION AND FORMATION OF KIMBERLITE ROCKS

Kalashnyk G. A. ASSESMENT OF PROSPECTS OF DEVELOPMENT OF INDUSTRIAL POTENTIAL OF URANIUM ORE OCCURENCES EXOGENOUSLY-INFILTRATION TYPE IN THE SAKSAGANSKO-SURSKY ORE REGION OF THE UKRAINIAN SHIELD

Нydrogeology Karabyn V. V. REGULARITIES OF THE CHANGE IN THE MACRO COMPONENT CHEMICAL COMPOSITION OF THE BILYI CHEREMOSH RIVER WATERS

114

CONGRATULATIONS WITH ANNIVERSARY OF O. Yu. LUKIN

122

ABSTRACTS OF REPORTS OF RESEARCH WORKS FROM THE FUNDS OF THE UKRAINIAN STATE GEOLOGICAL RESEARCH INSTITUTE. 2014

124

УДК 550.832.4:550.834

С. В. Гошовский, д-р техн. наук, директор УкрГГРИ, ukrdgri@ukrdgri.gov.ua, П. Т. Сиротенко, канд. техн. наук, старший научный сотрудник, petro@ukrdgri.gov.ua, А. Н. Шадура, научный сотрудник, petro@ukrdgri.gov.ua (Украинский государственный геологоразведочный институт)

ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ВЫДЕЛЕНИЯ СИГНАЛОВ ОТ ИСТОЧНИКА СЕЙСМИЧЕСКИХ КОЛЕБАНИЙ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ФОНЕ ШУМОВ БУРОВОГО ДОЛОТА Предложена новая технология прямого непрерывного вертикального сейсмического профилирования в процессе бурения нефтегазовых скважин, позволяющая получать непрерывные годографы сейсмических волн за счет выделения полезных сигналов сейсмического источника на фоне шумов бурового долота. Данная технология дает возможность повысить эффективность бурения на основе более точного забуривания в нефтегазовые пласты и изучать геологическое строение околоскважинного пространства в реальном времени. Ключевые слова: сложные сигналы, дополнительные последовательности, взаимная корреляция, коррелограммы, минимально-фазовый импульс, нуль-фазовый импульс, боковые лепестки, виброграммы.

Среди распространенных двух модификаций сейсморазведки в процессе бурения, а именно прямого и обратного вертикального сейсмического профилирования в процессе бурения, сегодня лидирующее положение в мировой практике нефтегазовых исследований и добычи заняла технология прямого вертикального сейсмического профилирования в процессе бурения (ВСП-ПБ). При этом возбуждение сейсмических колебаний производят мощными сейсмическими источниками. На пути к внедрению в производство этой технологии стояли четыре основные проблемы: – потребность в высокоточных часах (опорных генераторах) на дневной поверхности и в забое скважины, которые могли бы работать в очень сложных условиях скважины;

– высокий уровень помех при регистрации сейсмических сигналов, которые создает буровое долото в процессе бурения нефтегазовых скважин; – необходимость иметь высокоскоростную телеметрию для передачи зарегистрированной сейсмической, технологической и другой информации из забоя скважины, причем желательно, чтобы канал обмена информацией был двусторонним; – обеспечение высокой надежности работы скважинного оборудования в сложных условиях эксплуатации в забое скважины, в том числе при высоких механических и температурных нагрузках. Сегодня можно констатировать, что значительная часть этих проблем успешно решается. Так, ведущими нефтегазовыми сервисными компаниями решена

ISSN 1682-3591. Збірник наукових праць УкрДГРІ. № 1/2015

проблема с высокоточными часами, которые способны работать в сложных условиях забоя скважины на больших глубинах (более 5 км). В некоторой степени решен вопрос обеспечения регистрации сейсмических сигналов в процессе бурения нефтегазовых скважин путем использования технологических пауз в процессе бурения. Такой подход был запатентован фирмой Анадрилл Интернешнл, С.А. (РА) почти во всех нефтегазодобывающих странах мира. Однако проведенные нами патентные исследования по данному вопросу позволили установить, что владельцем этого патента сегодня является фирма Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL) (лицензионный договор № РД 0001597, зарегистрированный в РФ 15.08.2005). Следует отметить, что действие этого патента не распространяется на территорию Украины, что позволяет нам свободно использовать запатентованную технологию. В то же время у нас есть предложения по усовершенствованию данного метода выделения сейсмических сигналов в процессе бурения нефтегазовых скважин на фоне шумов бурового долота. Они будут изложены ниже, а также продемонстрированы результаты, полученные нами в процессе работы. Относительно создания скважинной высокоскоростной телеметрии для сбора сейсмических данных в процессе бурения нефтегазовых скважин целесообразно применять проводниковую трубную телеметрию, которая обеспечивает скорость обмена информацией до 57 кбит/с. Считаем, что вопросы обеспечения высокой надежности скважинного оборудования, работающего в сложных условиях забоя скважины, сегодня решены путем создания высокотемпературных электронных компонентов, которые могут работать в обычном исполнении до 125 °С и специализированном исполнении – до 175 °С. Что касается защиты скважинного оборудования от механического воздействия при бурении нефтегазовых скважин, следует отметить, что сегодня имеются неплохие наработки и в Украине. За последние два–три десятилетия благодаря комплексированию с сейсми10

ческими методами разведки в скважинах буровые работы приобрели характер интеллектуального бурения. Так, в первой модификации, появившейся в 60-е гг. ХХ столетия, получившей более широкое название обратного вертикального сейсмического профилирования (ВСП) во время бурения, речь шла только об использовании в качестве источника вибрационных колебаний, возбуждаемых буровым долотом во время бурения [7]. Сегодня же оператор буровой, имея данные ВСП, а также отраженных волн в реальном времени, может контролировать ориентацию долота в пространстве, тем самым выбирая оптимальную позицию для вскрытия залежи [6, 7, 8], определять глубину установки башмака обсадной колонны, предсказывать аварийные участки на пути бурового инструмента, такие как разрывные зоны или зоны смены порового давления [9]. Это позволяет повысить безопасность бурения и снизить его стоимость за счет отсутствия необходимости бурить боковые стволы и экспериментальные скважины [6, 7]. Технически это достигается за счет совместной работы телеметрической системы (MWD) и каротажа в процессе бурения (LWD). Телеметрические системы передают данные инклинометрии, температуры в забое, давления, динамических параметров бурения и иногда гамма-каротажа. Системы каротажа во время бурения поставляют данные о свойствах горных пород и пластовых флюидах, что дает возможность отказаться от использования традиционного комплекса ГИС. Конструктивно сенсорный блок MWD состоит из трех сейсмоприемников, монтированных ортогонально, и двух гидрофонов, нечувствительных к направлению подхода упругой волны [4]. Сейсмоприемник, отвечающий за Z-компоненту, находится вверху вдоль оси прибора и вместе с компонентами X и Y образует правостороннюю координатную систему. Данные сейсмоприемники вмонтированы снаружи корпуса и предназначены реагировать на перегрузки, связанные с бурением. Задача

гидрофонов – реагировать на изменения давления в буровом растворе. В свою очередь сейсмоприемники записывают движение прибора вместе со скважиной при прохождении сейсмической волны. Такой сенсорный блок делает возможным проводить исследования в скважинах любого размера и наклона, включая вертикальные скважины [4]. Данная MWD система позволяет получать информацию о силах, воздействующих на буровую колонну, статическом и динамическом давлениях внутри колонны и в затрубном пространстве. Развитие технологии идет по четырем направлениям: – совершенствование навигационных датчиков и программного обеспечения; – увеличение скорости передачи данных; – расширение комплекса регистрируемых и передаваемых данных динамических параметров бурения; – повышение надежности скважинного оборудования MWD [10]. Каротаж во время бурения (LWD) позволяет изучать такие параметры, как давление, гамма-излучение, сопротивление, плотность, ультразвуковые свойства породы. Он делает возможным разбиение разреза на влагоемкие породы (глины, пористые и проницаемые породы-коллекторы) и плотные известняки, доломиты, сцементированные песчаники. Использование забойного комплекта низа буровой колонны (КНБК) позволяет проводить каротаж в горизонтальных скважинах, что невозможно при использовании кабеля [10]. Разработанная фирмой Шлюмберже сейсмическая сервисная система VISION признана лидером среди эксплуатационных технологий по данным журнала “World Oil” [9]. Скважинный прибор VISION, состоящий из процессора и памяти, накапливает и обрабатывает сигналы, сгенерированные пневмопушкой. После этого данные ВСП и качества сигнала передаются на дневную поверхность посредством высокоскоростного телеметрического комплекса TeleScope. Комплекс

VISION позволяет работать в скважинах с любой конфигурацией с максимальной глубиной до 9 000 м как с обсадкой, так и без нее. Горная порода может быть любой твердости. Толщина водного покрова не имеет значения. Буровая платформа может быть как плавучей, так и дрейфующей. Скорость промывки может достигать 9 000 л/мин, давление – до 170 МПа. Кроме того, имеется возможность вносить поправку за дрейф [9]. Технология построения карты целевого объекта в реальном времени – GeoSphere, разработанная лидером в этом секторе геофизики фирмой Шлюмберже, позволяет проследить слоистость и контакт вода-флюид в масштабе залежи в радиальном направлении до 30 м от долота [5]. Также картирование в реальном времени помогает уточнить структурную и геологическую модель залежи, сделать максимальными сроки ее эксплуатации. Это дает возможность избегать разного рода разломных зон и в то же время прокладывать горизонтальные стволы в пластах малой мощности. Использование программного пакета Bit On Seismic (фирма Шлюмберже) делает возможным позиционировать буровое долото на сейсмическую карту в процессе бурения, предсказывать целевые глубины, прогнозировать близко расположенные соляные тела в реальном времени, трансформировать временной разрез в глубинный. Также данный пакет позволяет размещать скважину в оптимальной зоне залежи, устанавливать новые точки отбора керна и глубины колонны обсадных труб в процессе бурения, уменьшать количество моделей порового давления, находить оптимальную плотность бурового раствора. Принципы выделения сигналов от источника сейсмических колебаний на фоне шумов бурового долота Задачи выделения полезных сигналов на фоне шумов для геофизики не новы, однако успешность их решения зависит от уровня шумов, наличия признаков для их

временного, частотного (спектрального) или амплитудного разделения. Легко выделять сигналы, когда они сильно отличаются от помех по каким-либо параметрам. Сложнее складываются обстоятельства в случаях, когда признаки для выделения сигналов не известны или являются не очевидными, еще хуже складывается ситуация, когда сигналы вообще замаскированы шумами. Такая ситуация имеет место в случае, когда сигналы и помехи возбуждаются одновременно, амплитудный уровень сигналов в области исследований меньше уровня шумов, а частотные спектры сигналов и помех перекрываются. Параметры помех, как правило, изменить мы не можем. Однако в случаях, относящихся к технологическим процессам, такая необходимость может возникнуть и может быть целесообразной. Например, в данном случае является возможным использование технологических пауз в процессе бурения, а также выполнение специальных остановок бурения для проведения геофизических исследований геологической среды. Известные методы селекции сигналов на фоне помех основываются на амплитудной или частотной селекции. К сожалению, применить такие методы в нашем случае практически невозможно, поскольку проведенные нами исследования виброграмм, созданных буровым долотом в процессе бурения, показали, что их амплитуды значительно превосходят амплитуды сейсмических сигналов. Это объясняется тем, что сейсмические сигналы, возбужденные на дневной поверхности, пройдя через геологическую среду, являются сильно ослабленными и составляют тысячные доли от уровня виброграмм, которые сгенерированы буровым долотом в забое [2]. Такой же неутешительной остается ситуация с использованием частотной селекции. Известно, что частотные спектры сейсмических сигналов находятся в диапазоне от 5 до 100 Гц. В то же время проведенные нами исследования показали, что виброграммы, возбужденные буровым 12

долотом и различными технологическими процессами при бурении, имеют частотные спектры от единиц Гц до 2–4 кГц, то есть наблюдается их полное перекрытие. Таким образом, частотная селекция не может дать положительного результата при выделении сейсмических сигналов на фоне промышленных помех [2]. В таком случае можно обратиться к более сложным алгоритмам выделения сейсмических сигналов на фоне промышленных помех. Например к теории массового накопления сигналов на фоне промышленных помех и к теории сложных сигналов, а именно к классу ортогональных сигналов. Последние позволяют разделять сигналы, сгенерированы одновременно и которые не имеют или наоборот имеют взаимную корреляцию между собой [1]. Проведенные исследования показали, что виброграммы, сгенерированные буровым долотом, имеют псевдослучайный характер и соответственно низкую корреляцию по сравнению с генерируемыми сложными сигналами, возбужденными источниками сейсмических колебаний [2]. При применении сложных сигналов в сейсморазведке для выделения сигналов необходимо использовать корреляционную обработку. То есть применять взаимную корреляцию между сгенерированным сигналом для зондирования геологической среды и зарегистрированным сигналом отраженной или проходящей волны. Такая корреляционная обработка сложных сигналов позволяет получить коррелограммы, подобные импульсным сейсмограммам, на которых регистрируются все отражения сейсмических сигналов, имевшие место в геологической среде. Разница между импульсной сейсмограммой и коррелограммой заключается в том, что на импульсной сейсмограмме будут представлены отражения минимально-фазовыми импульсами, а на коррелограммах будут отображены отражения нуль-фазовыми импульсами [3]. Следует заметить, что нуль-фазовый импульс симметричен относительно ну-

левого времени и начинается он на отрицательной половине оси времен. Таким образом, при генерировании и обработке импульсных сигналов будут получены импульсные сейсмограммы с минимальнофазовыми импульсами. В то же время при генерировании непрерывных сигналов, например типа свип, при корреляционной обработке будут получены коррелограммы с ноль-фазовыми импульсами. К тому же сложные сигналы при использовании в сейсморазведке в процессе корреляционной обработки создают корреляционные шумы на коррелограммах при условии, что они имеют не идеальную автокорреляционную функцию, а автокорреляционную функцию с боковыми лепестками. Особенность корреляционной обработки первичных сейсмограмм заключается в концентрации рассредоточенной во времени энергии в процессе возбуждения в главном максимуме автокорреляционной функции на коротком временном интервале. Благодаря этому, несмотря на низкий уровень принимаемого сейсмического сигнала, в процессе корреляционной обработки он может вырасти во много раз. Необходимо заметить, что при использовании сложных сигналов в сейсморазведке, желательно, чтобы их автокорреляционные функции не имели боковых лепестков. В таком случае полученные коррелограммы не будут зашумлены в процессе обработки корреляционными шумами достаточно высокого уровня, то есть не будут замаскированы [3]. Также важным условием эффективного разделения сигналов и помех в случаях совпадения их характеристик и параметров является минимальная корреляция или ортогональность между ними, что может помочь процессу их разделения. Надо отметить, что существуют дополнительные последовательности с идеальными корреляционными свойствами, в автокоррелограммах которых достигается полное подавление боковых лепестков. Кроме того, есть и кодовые последовательности другого класса, которые также имеют идеальные автокорреляционные функ-

ции, например троичные периодические кодовые последовательности. Однако они требуют более сложной корреляционной обработки по сравнению с дополнительными последовательностями и больших затрат времени на их генерирование [3]. Дополнительно к проведенному выше анализу демонстрируется преимущество при решении задачи выделения слабого сейсмического сигнала дополнительными последовательностями, а также принцип использования корреляционного разделения сейсмических сигналов и помех от бурового долота. Демонстрация возможности выделения сигналов от источника сейсмических колебаний в процессе бурения нефтегазовых скважин на фоне шумов, генерируемых буровым долотом Проведем оценку возможности выделения сигналов от источника сейсмических колебаний в процессе бурения нефтегазовых скважин на фоне шумов, генерируемых буровым долотом, в такой постановке задач, используя следующий алгоритм: – рассмотрим сейсмические сигналы, сгенерированные источником сейсмических колебаний, которые могут быть как импульсными, так и кодоимпульсными дополнительными последовательностями (рис. 1); – предполагаем, что отклик геологической среды на возбужденный одиночный импульс имеет вид затухающей синусоиды sin (x)/x (рис. 2); – для сравнения сначала выполняем свертку шести разнесенных во времени некодированных импульсов, возбужденных источником сейсмических колебаний, с откликом геологической среды в виде sin (x)/x (рис. 3). Далее та же процедура выполняется для первой и второй кодированных импульсных дополнительных последовательностей (рис. 4), причем каждая из них состоит из 128 одиночных импульсов; – получаем результат суммирования первой Z-компоненты виброграммы

бурового долота с некодированной импульсной последовательностью из шести импульсов, возбужденных источником сейсмических колебаний (рис. 6); – свертки синтетических вибротрасс, полученные от двух последовательно-

стей из 128 импульсов, зашумляем путем использования подсуммирования Z-компоненты виброграммы бурового долота (рис. 5); – проводим суммирование первой и второй Z-компонент виброграммы буро-

Рис. 1. Изображение первой дополнительной последовательности из 128 импульсов

Рис. 2. Изображение затухающей синусоиды sinx/x, которая возбуждается одиночным импульсом 14

вого долота с первой и второй дополнительными последовательностями; – далее выполняем суммирование шести импульсных откликов с наложенными шумами Z-компоненты бурового долота при усилении импульсных откликов,

равным 100, и нормируем полученный результат (рис. 6); – затем делаем корреляционную обработку первой и второй дополнительных последовательностей, каждая из которых имеет 128 импульсов. При этом на

Рис. 3. Изображение затухающей синусоиды sinx/x, свернутой с шестью одиночными импульсами

Рис. 4. Изображение свертки затухающей синусоиды sinx/x с первой 128-элементной дополнительной последовательностью

дополнительных последовательностях накладываем помехи в виде Z-компоненты виброграммы бурового долота. Полученные коррелограммы для первой и второй дополнительных последовательностей суммируем при усилении импульсных откликов в 100 и 1000 раз (рис. 7, 8).

На рис. 8 продемонстрировано качество корреляционных свойств 128-элементных дополнительных последовательностей. Показано полное подавление боковых лепестков автокорреляционной функции этих последовательностей.

Рис. 5. Изображение фрагмента Z-компоненты первой виброграммы бурового долота

Рис. 6. Нормированное изображение выделенной затухающей синусоиды (усиление равно 100), которое выделено при возбуждении шести импульсов сейсмоисточника, которые зашумлены буровым долотом 16

В качестве языка программирования был выбран Microsoft Fortran Power Station v 4.0. Для реализации принятого графа обработки сигналов и помех были написаны программы Impuls3, DP1_128

Ones50 i DP2_128Ones50 для генерирования некодированных импульсных последовательностей и первой, и второй дополнительных последовательностей. Свертка выполнялась с помощью библиотечной

Рис. 7. Изображение выделенных синусоид (усиление равно 100), которое получено при возбуждении 128-элементных первой и второй дополнительных последовательностей, свернутых с затухающей синусоидой, зашумленной буровым долотом

Рис. 8. Изображение выделенных затухающих синусоид (усиление равно 1 000), которые получены при возбуждении 128-элементных первой и второй дополнительных последовательностей

программы CONV, функция взаимной корреляции рассчитывалась с помощью библиотечной программы RCORL. Программа составлена по принципу линейного программирования, за исключением процесса отбора первой Z-компоненты из виброграммы, генерируемой буровым долотом. Эта функция выполняется с помощью автономной подпрограммы Read Vibro. Для выяснения надежности выделения сигналов на фоне помех были испытаны четыре масштабные коэффициенты амплитудных уровней затухающих синусоидальных откликов геологической среды на импульсное возбуждение, а именно 1, 10, 100 и 1000. Анализ приведенных демонстрационных материалов на рис. 1–8 проведен с учетом полученных значений для виброграмм, которые сгенерированы буровым долотом в процессе бурения. Так, для первой виброграммы среднее значение составляет 5,33 условных единиц, а максимальное значение – 129,38 условных единиц, для второй виброграммы среднее значение равняется 3,74 условных единиц, а максимальное значение – 127,48 условных единиц. Кроме того, максимальное значение уровня сигналов в дополнительных последовательностях составляет 1,2622 условных единиц, максимальное значение сигналов в импульсной последовательности является 1,000 условной единицы. Однако сгенерированные при моделировании сигналы полностью замаскированы виброграммами, которые возбуждает буровое долото. Полученная взаимная корреляционная функция при выделении затухающего отклика на возбуждение шести импульсов при коэффициенте усиления (масштаба), равном 1 и 10, полностью не прослеживается, и только при усилении в 100 условных единиц прослеживается низкокачественное выделения отклика среды (рис. 6). Но такое выделение сигнала требует больших временных и энергетических затрат, а именно не менее 3 600 с, то есть не менее 60 мин на отработку одной физической точки. Причина заключается в том, 18

что импульсное возбуждение фактически можно повторять через 6 с, а для подавления помех бурового долота нужно не менее сотни импульсов. Осуществление такого подхода не реально по следующим причинам: во-первых, за такое время может существенно измениться положение бурового долота, во-вторых, возникает вопрос об уровне энергии для источника сейсмических колебаний. К тому же, не надо забывать о расходе технического ресурса оборудования. В данном случае мы рассматриваем морской вариант реализации методики сейсмики в процессе бурения, в котором возможно применение только импульсного источника сейсмических колебаний – пневмопушки. Более приемлема ситуация с применением технологии сейсмики в процессе бурения в наземных условиях, когда существует возможность применить современные мощные источники сейсмических колебаний, которые способны генерировать сложные сигналы типа свип и кодированные (полиимпульсные) последовательности импульсов [3]. В этом случае возможно сгенерировать достаточную энергию за более короткий промежуток времени. Кроме того, генерируемые такими источниками сейсмических колебаний сигналы будут иметь незначительную корреляционную связь с помехами, которые создаются буровым долотом. Для примера рассмотрим материалы, продемонстрированные на рис. 1–8. На рис. 8 показано идеальное подавление боковых лепестков автокорреляционной функции для 128-элементных дополнительных последовательностей при усилении в 1000 условных единиц, на рис. 7 продемонстрировано очень хорошее подавление корреляционных помех, а также помех, которые создает буровое долото при усилении в 100 условных единиц. В то же время на рис. 8 продемонстрировано идеальное подавление как корреляционных помех, так и помех, созданных буровым долотом в процессе бурения, при выделении отклика среды с применением 128-элементных дополнительных последовательностей.

Такой результат достигнут благодаря усилению сигналов в 1 000 раз и применению дополнительных последовательностей с идеальными корреляционными свойствами. Надо обратить внимание, что кодоимпульсные и вибрационные источники позволяют сгенерировать значительно больше энергии в геологической среде, чем импульсные источники сейсмических колебаний, благодаря тому, что кодоимпульсные источники сейсмических колебаний имеют большое быстродействие (в 50 раз больше, чем импульсные), а вибраторы генерируют непрерывно энергию во времени. Заключение 1. Предложенная технология позволяет: – получать непрерывные годографы сейсмических волн; – управлять процессом бурения с учетом непрерывных сейсмических данных о геологической среде; – получать более качественное отображение околоскважинного геологического пространства. 2. Данная технология делает невозможным пропуск геологических объектов при бурении и повышает его скорость и эффективность. 3. Предложенный метод управления бурением повышает качество бурения и дает возможность удерживать буровое долото в пределах продуктивного горизонта. 4. Представленный подход сейсмических исследований обеспечивает изучение геологической среды в реальном времени. ЛИТЕРАТУРА 1. Варакин Л. Е. Теория сложных сигналов. – М.: Советское радио, 1970. – 375 с. 2. Гошовский С. В., Андрущенко В. А., Курганский В. Н., Мармалевский Н. Я., Сиротенко П. Т. Перспективы получения непрерывных сейсмических изображений околоскважинного пространства на основе использования метода вертикального сейсмического профилирования при бурении//Збірник наукових праць УкрДГРІ. – 2012. – № 1. – С. 130– 137.

3. Роман В. И., Сиротенко П. Т., Гонтовой И. З., Шпортюк Г. А. Современное состояние и тенденции развития полиимпульсного метода сейсморазведки. – М.: ВИЭМС, 1990. – 53 с. 4. Esmersoy G., Hawthorn A., Durrand C. Armstrong Ph. Seismic MWD: Drilling in time, on time, it’s about time. Schlumberger, Sugar Land, Texas, USA, The Leading Edge. January, 2005. – P. 56–62. 5. Ezioba U., Denichou J.-M. Mapping–whiledrilling system improves well placement and �eld development. JPT, August, 2014. – P. 32–35. 6. Greenberg J. Seismic while drilling keeps bit turning to right while acquiring key real-time data. Categorized. Drilling contractor. – 2008. March/April. – P. 44–45. 7. Hsieh L. New seismic – while-drilling systems may help operators navigates complex well paths. Drilling Contractors. July/August, 2010. – P. 38–43. 8. Jacobs S., Donnelly J. Crossing the Technology Chasm: Seismic While Drilling. Accelerating Technology Acceptance, Society of Petroleum Engineers. March, 2011. – P. 31–36. 9. Seismic VISION. Real time borehole seismic imaging for productive drilling. Schlumberger. – 2010. – 4 p. 10. Technology Roundtable: MWD. Rogtecmagazine.com. – 2009. – P. 48–67. REFERENCES 1. Varakin L. E. Theory of complicated signals. – Moskva: Sovetskoe radio, 1970. – 375 p. (In Russian). 2. Goshovskyi S. V., Andrushchenko V. A., Kurganskyi V. N., Marmalevskyy N. Ya., Syrotenko P. T. Possibility to get continuous seismic images of near-borehole medium on the base of vertical seismic pro�ling method while drilling// Zbirnyk naukovykh prats UkrDHRI. – 2012. – № 1. – P. 130–137. (In Russian). 3. Roman V. I., Syrotenko P. T., Gontovoy I. Z., Shportiuk G. A. State of the art and tendency of poly-impulse method of seismic prospecting development. – Moskva: VIEMS, 1990. – 53 p. (In Russian). 4. Esmersoy G., Hawthorn A., Durrand C., Armstrong Ph. Seismic MWD: Drilling in time, on time, it’s about time. Schlumberger, Sugar Land, Texas, USA, The Leading Age, January, 2005. – P. 56–62. 5. Ezioba U., Denichou J.-M. Mapping–whiledrilling system improves well placement and �eld development. JPT, August, 2014. – P. 32–35.

6. Greenberg J. Seismic while drilling keeps bit turning to the right while acquiring key real-time data. Categorized, Drilling contractor. – 2008, March/April. – P. 44–45. 7. Hsieh L. New seismic–while-drilling systems may help operators navigates complex well paths. Drilling Contractors. July/August, 2010. – P. 38–43.

8. Jacobs S., Donnelly J. Crossing the Technology Chasm: Seismic While Drilling. Society of Petroleum Engineers. March, 2011. – P. 31–36. 9. Seismic VISION, Real time borehole seismic imaging for productive drilling, Schlumberger, 2010. – 4 p. 10. Technology Roundtable: MWD. Rogtecmagazine.com, 2009. – P. 48–67.

Р у к о п и с о т р и м а н о 18.11.2014.

С. В. Гошовський, ukrdgri@ukrdgri.gov.ua, П. Т. Сиротенко, petro@ukrdgri.gov.ua, О. М. Шадура, petro@ukrdgri.gov.ua (Український державний геологорозвідувальний інститут) ОЦІНКА МОЖЛИВОСТІ ВИОКРЕМЛЕННЯ СИГНАЛІВ ВІД ДЖЕРЕЛА СЕЙСМІЧНИХ КОЛИВАНЬ У ПРОЦЕСІ БУРІННЯ НАФТОГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН НА ТЛІ ЗАВАД БУРОВОГО ДОЛОТА Запропоновано нову технологію прямого неперервного вертикального сейсмічного профілювання в процесі буріння нафтогазових свердловин, яка дає можливість отримувати неперервні годографи сейсмічних хвиль завдяки виокремленню корисних сигналів від джерела сейсмічних коливань на тлі завад від бурового долота. Наведена технологія дає змогу підвищити ефективність буріння завдяки більш точному входженню долота в нафтогазові пласти й вивчати геологічну будову прилеглого до свердловини простору в реальному часі. Ключові слова: складні сигнали, доповняльні послідовності, взаємна кореляція, корелограми, мінімально-фазовий імпульс, нуль-фазовий імпульс, бокові пелюстки, віброграми.

S. V. Goshovskyi, ukrdgri@ukrdgri.gov.ua, P. T. Syrotenko, Petro@ukrdgri.gov.ua, A. N. Shadura, Petro@ukrdgri.gov.ua (Ukrainian State Geological Research Institute) ESTIMATION OF ABILITY TO EXTRACT SIGNALS FROM SEISMIC OSCILLATION SOURCE WHILE OIL AND GAS WELLS DRILLING IN PRESENCE OF DRILLING BIT NOISES A new technology for direct continuous vertical seismic pro�ling while drilling has been proposed. It allows obtain continuous time-distance curve by seismic source valid signals extracting in presence of noise from drill bit. It is known that amplitude of vibro-record generated by drilling bit is much greater than amplitude of seismic signal which has passed from day surface to face of well. Their frequency spectra are overlapped. At the same time vibro-records have pseudorandom mode of behaviour. So their correlation function is more less than that of signals generated by source of seismic oscillations. To extract re�ected signals, complicated signals or in other words pulse-code signals are used as reference ones for further cross correlation between sounding signal and earth response. Herewith dispersed in time energy of induced signal will be concentrated in principal maximum of autocorrelation function within the short interval of time. Consequently, despite of low level of received seismic signal, it will be gained many times during processing. However as to such algorithm there is a problem of level of secondary lobes of autocorrelation function.

In this paper the advantages of pulse-code signals over impulse ones are demonstrated at the expense of higher speed of operation of the ďż˝rst ones. Ideal attenuation of correlation interference as well as nose generated by drilling bit is shown in picture 9. Compound signals named as a complementary sequence which consists of 128 elements has been used for this purpose. This technology makes it possible to high up the efďż˝ciency of drilling at the base of more accurate entrance into gas and oil bearing layers, and study geological building of near well medium in real time. Keywords: complicated signals, complementary sequence, cross-correlation, correlogram, minimum-phase signal, zero-phase signal, secondary lobe, correlated seismogram.

УДК 550.834

Н. Я. Мармалевский, канд. техн. наук, геофизик, Ю. В. Роганов, канд. физ.-мат. наук, геофизик, Г. Б. Дуброва, геофизик (Tetrale Group, Канада), roganov_yuriy@mail.ru

СРАВНЕНИЕ ИЗОБРАЖЕНИЙ СОЛЯНОГО ШТОКА, ПОЛУЧЕННЫХ ПРИ ПОМОЩИ ДУПЛЕКСНОЙ И ИНТЕРФЕРОМЕТРИЧЕСКОЙ МИГРАЦИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СИНТЕТИЧЕСКИХ ДАННЫХ По синтетическим данным выполнено сравнение глубинных изображений границы соляного штока, полученных при помощи миграции Кирхгофа с использованием операторов, настроенных на дуплексные волны разных типов, а также – при помощи интерферометрической миграции двух полей. Показано, что наиболее информативной и помехозащищённой является дуплексная HV-миграция на продольных волнах, позволившая сформировать сейсмические изображения как “ножки” штока, так и соляного козырька. Ключевые слова: миграция, соляной шток, дуплексные волны.

Введение При работе в условиях сложных структурных форм, как правило, возникают вопросы: достаточности используемых параметров системы наблюдений; необходимости привлечения дополнительных типов волн, в частности обменных волн; оценки возможных зон тени, плохо освещенных сейсмическими волнами и т. п. Немаловажным является также вопрос о средствах формирования сейсмических изображений сложно построенных структур. Например, в задаче формирования изображений крутопадающих границ соляных штоков важное значение имеет используемая скоростная модель. Несмотря на то, что заранее не известно положение границ штока, они должны присутствовать в скоростной модели. В первую очередь это касается алгоритмов, основанных на односторонних волновых уравнениях и интеграле Кирхгофа. Ошибка в априорном положении стенки

соляного штока может привести к серьезным ошибкам при формировании его изображения. В алгоритмах, основанных на двустороннем волновом уравнении (RTM), миграции дуплексных волн и интерферометрических алгоритмах требование к априорному знанию положения границ штока несколько ослабляется, так как появляется возможность работать с референтной скоростью. Последняя предполагает, что внутри соли скорость такая же, как в приштоковой части разреза [2]. Такой приём позволяет не только ослабить требование к скоростной модели, но и, в частности при RTM, получить эффективное средство борьбы с сильными проходящими через шток волнами, которые искажают сейсмические изображения крутонаклонённых границ, формируемые дуплексными или отражёнными рефрагированными волнами. К сожалению, использование референтной скорости искажает изображение подсолевых границ.

ISSN 1682-3591. Збірник наукових праць УкрДГРІ. № 1/2015

Интуитивно представляется, что априорная информация, а также наращивание количества типов сейсмических волн, может помочь в решении вопросов формирования изображений сложно построенных структур. В отношении априорной информации, в первую очередь скважинной, необходимо отметить, что она далеко не всегда позволяет восстановить точное положение стенок штока. Здесь могут оказать определенную помощь данные ВСП, однако незначительное количество скважин в приштоковых областях, как правило, не позволяет полностью решить указанную проблему. В отношении привлечения разных типов волн правомерен вопрос об их информативности. Какие волны более информативны: отражённые от стенки штока внутрь штока или те, что распространяются в приштоковой части разреза? Насколько важно использовать проходящие обменные волны [3] или дуплексные обменные волны? При этом последний вопрос является не только

вопросом информативности, но экономическим, так как трёхкомпонентные наблюдения, при которых появляется возможность работать с обменными волнами и формировать скоростные модели на поперечных волнах, стоят значительно дороже однокомпонентных наблюдений. Для поиска ответов на поставленные выше вопросы удобно пользоваться средствами полноволнового моделирования. Создав модель, близкую к реальной, можно, применяя те или иные технологические способы формирования изображений, сделать вывод об эффективности как применяемых процедур обработки, так и используемых типов волн. В данной статье для анализа эффективности формирования субвертикальной ножки соляного штока и соляного козырька в верхней части разреза была применена несколько идеализированная модель среды (рис. 1). Основная цель использования этой модели: продемонстри-

Рис. 1. Скоростная модель среды

ровать методические приёмы, которые могут быть использованы для более реалистических геологических моделей. Моделирование выполнено в пакете Tesseral PRO фирмы Tesseral Technologies Inc.

– миграция двух полей проходящих волн, рассеянных на неоднородностях внутри соли. Результаты работ На рис. 2а показана Z-компонента, а на рис. 2б – Х-компонента сейсмограммы, полученной по упомянутой выше модели с координатами источника 4 000 м. Обращает на себя внимание резкое ослабление интенсивности записи внутри соли, что в значительной мере сказывается на информативности процедур, использующих эту часть сейсмической записи.

Модель и используемые процедуры обработки Для получения 2D-сейсмограмм упругих волн на основе модели, показанной на рис. 1, была использована система наблюдений с постоянной расстановкой приёмников. Часть приборов располагалась над соляным штоком, а часть вне его пределов с максимальным расстоянием 5 550 м от штока. Для анализа были использованы следующие миграционные процедуры: – глубинная престек-миграция Кирхгофа с оператором, рассчитанным по первым вступлениям продольных волн; – глубинная престек-миграция Кирхгофа с оператором, рассчитанным по максимуму энергии волн; – миграция дуплексных волн (DWM) по VH и HV [1] типам продольных волн; – миграция дуплексных волн по VH и HV типам обменных волн; – миграция двух полей [3] для отражённых и проходящих волн, полученных от приштоковых отражений;

Глубинная престек-миграция Кирхгофа На рис. 3а показана глубинная престек-миграция Кирхгофа с оператором, рассчитанным по первым вступлениям продольных волн. В данном случае можно было бы ожидать, что граница штока будет проявлена при помощи дифрагированных волн, которые будут фокусироваться на пересечении границ штока с приштоковыми границами. Однако этого не происходит, и приштоковые границы обрываются на значительном расстоянии от штока. Та же картина наблюдается и на разрезе, полученном на основе глубинной престек-миграции Кирхгофа с оператором, рассчитанным по максимуму энер-

Рис. 2. Сейсмограммы, рассчитанные по скоростной модели из рис. 1: а – Z-компонента, б – X-компонента

гии волн, показанном на рис. 3б. Основная причина этого – резкое ослабление внутри штока энергии волн, отражённых от приштоковых границ, которые должны были бы формировать близкие к штоку участки границ (рис. 2). Для построения стенки штока были выполнены дуплексные миграции (DWM) с использованием разных типов волн (PPP, PPS, PSS, PSP), разных траекторий дуплексных волн (источник–>стенка штока–>опорная граница–>приёмник, т. е. VH или источник–>опорная граница–>стенка штока–>приёмник, т. е. HV), а также для разных опорных границ, которые в нашем случае являются горизонтальными. Из четырех типов дуплексных волн удовлетворительные изображения дали только типы PPP и PSS, которые мы рассмотрим ниже. Тип дуплексной волны указан для трех участков траектории по мере её распространения. Тип дуплексной волны, её траектория и опорная граница определяют миграционный оператор, задающий время распространения такой волны для всех точек изображения.

Миграция продольных дуплексных волн VH с разными опорными границами На рис. 4а–е показаны результаты DWM при использовании продольных дуплексных волн VH и опорных границ (ОГ), расположенных соответственно на глубинах Z = 1 500, 2 000, 2 500, 3 000, 3 500 и 4 000 м. Из рис. 4а видно, что при использовании ОГ, расположенной на глубине Z = 1500 м, получить изображение козырька штока не удается. Использование DWM с ОГ Z=2000– 4000 м (рис. 4б–е) позволяет частично получить изображение козырька соли в диапазоне глубин 700–1 500 м, а также удовлетворительно построить изображение границы штока от 1 500 м до глубины залегания ОГ. При этом на изображениях присутствуют помехи, по форме похожие на стенку штока, смещенную влево. Амплитуда этих помех незначительна для глубин ОГ 2 000 и 2 500 м (рис. 4б, в). Однако она усиливается при увеличении глубин ОГ и при Z=3 500, 4 000 м достигает значений больших, чем амплитуда истинного изображения стенки

Рис. 3. Изображения, полученные миграцией Кирхгофа по отражённым продольным волнам с использованием временных полей от источника и приёмника, вычисленными: а – по эйконалам; б – рассчитанным по максимуму энергии волн при упругом 2D-моделировании

штока. Эти помехи являются изображениями, сформированными по дуплексным волнам от вышележащих опорных границ. Немного ослабить помехи удаётся, ограничив удаления источник-приёмник в пределах от 1 000 до 2 500 м (рис. 4д, е). Описанные выше помехи проявляются и на суммарном изображении по всем ОГ (сигналы в розовых овалах на рис. 4ж).

Миграция продольных дуплексных волн HV с разными опорными границами На рис. 5а–д показаны результаты DWM при использовании продольных дуплексных волн HV и ОГ с Z=1 500–3 500 м, как в предыдущем случае. Из рис. 5а видно, что при использовании ОГ с Z=1 500 м изображение козырька формируется в диапазоне глубин 500–1 500 м.

ж Рис. 4. Изображения границы штока, полученные по DWM на PPP-волнах VH типа с ОГ на глубинах: а – 1 500 м; б – 2 000 м; в – 2 500 м; г – 3 000 м; д – 3 500 м; е – 4 000 м; ж – сумма изображений, представленных на рис. 4а–е

DWM с ОГ Z=2 000–3 500 м (рис. 5б–д) позволяют полностью получить изображение козырька соли и субвертикальной границы штока (“ножки”) до глубины залегания ОГ.

На изображениях присутствуют помехи, но они находятся в разных местах и практически не видны на суммарном изображении по всем ОГ (рис. 5е). 27

д е Рис. 5. Изображения границы штока, полученные по DWM на PРР-волнах HV типа с ОГ на глубинах: а – 1 500 м; б – 2 000 м; в – 2 500 м; г – 3 000 м; д – 3 500 м; е – сумма изображений, представленных на рис. 5а–д

Миграция обменных дуплексных волн VH с разными опорными границами На рис. 6а–д представлены результаты DWM при использовании обменных PSS дуплексных волн VH и ОГ с Z = 1 500–3 500 м. Из рис. 6а–в видно, что при ОГ с Z = 1 500, 2 000 м, изображения козырька имеют заниженные амплитуды сигнала в области глубины 600 м. Изображение для ОГ с Z=1 500, 3 000 и 3 500 м сопровождаются интенсивными помехами. На суммарном изображении по всем ОГ (рис. 6е) видны нескомпенсированные помехи, отмеченные розовыми овалами. Изображение стенки штока удовлетворительно на интервале глубин 0–2 500 м. По сравнению с DWM на продольных волнах, DWM на поперечных волнах новой информации не добавила. Были также выполнены DWM на обменных PSS дуплексных волнах типа HV и ОГ с Z=1500–3500 м. Полученные миграционные изображения просуммированы, и результат представлен на рис. 7а. Результат сложения суммарных изображений DWM типов VH и HV на обменных волнах представлен на рис. 7б. На этих рисунках видно, что козырёк штока строится удовлетворительно, в то время как на ножке штока хорошо прослеживаются только дифракции от пересечения стенки штока с прилегающими горизонтальными границами. Миграция двух полей для отражённых и проходящих волн, полученных от приштоковых отражений Некоторые из волн, отражённые от горизонтальных приштоковых границ, встречают на своем пути субвертикальную границу штока. Эти восходящие волны либо отражаются от этой границы с обменом поляризации или без обмена, либо преломляются ею и в дальнейшем распространяются в соли. Отражённые волны регистрируются приёмниками справа от штока, а преломлённые – приёмниками, расположенными над штоком. Поскольку такие волны при распространении от источника к приёмнику рассе-

ивались два раза, они являются дуплексными. Для построения границы штока можно использовать любые пары волн, одновременно рассеянных на этой границе, и применять для этого интерферометрический способ [3]. Согласно этому способу от приёмников, внутрь среды, обратно по времени продолжаются два выбранных поля с соответствующими скоростями и коррелируются между собой во всех точках среды. На границе штока сигналы дуплексных волн находятся на одинаковых временах, обеспечивая хорошую корреляцию, и тем самым обеспечивая сигнал на миграционном изображении. Следует отметить, что при этом способе миграции не нужно задавать опорную отражающую границу: отражённые волны от всех приштоковых границ участвуют в формировании изображения границы штока. При построении изображений мы использовали пары волн, отражённых от приштоковых границ, имеющих разные типы после рассеяния на границе штока: 1) Продольные преломлённая и отражённая волны (рис. 8а, б). На рис. 8а представлен результат миграции с использованием пространственной фильтрации сейсмограмм: для преломлённых волн обнулены положительные пространственные частоты и использованы только приёмники, расположенные над штоком, а для отражённых волн обнулены отрицательные пространственные частоты и использованы приёмники над терригенной толщей. Из рисунка видно, что основная энергия на миграционном изображении сосредоточена в точках дифракции, являющихся пересечениями стенки штока с приштоковыми границами. Точки обведены красным овалом. Интенсивные помехи обведены зелёным овалом. Поскольку козырёк штока имеет наклон, а скорости продольных волн в соли значительно больше скоростей за пределами штока, из принципа Ферма следует, что преломлённая волна имеет минимум годографа в точке, расположенной в пределах

д е Рис. 6. Изображения границы штока, полученные по DWM на PSS- волнах VH типа с ОГ на глубинах: а – 1 500 м; б – 2000 м; в – 2 500 м; г – 3 000 м; д – 3 500 м; е – сумма изображений, представленных на рис. 6а–д

штока. Следовательно, пространственная фильтрация, выполненная в процессе предыдущей миграции (рис. 8а), подавила часть энергии преломлённой волны. В связи с этим был выполнен расчёт без пространственных фильтраций с использованием всех приёмников, что позволило более эффективно сформировать изображение козырька соли (рис. 8б). Фокусировка энергии наблюдается в точке излома козырька (красный овал) и точке пересечения штока с границей (зелёный овал). 2) Преломлённая S- и отражённая P-волны (рис. 8в). Преломлённой S- и отражённой P-дуплексными волнами формируется практически непрерывное изображение козырька соли. Однако на изображении присутствует интенсивная линейная помеха, проходящая через пересечение штока с горизонтальной границей. Значительная протяженность и интенсивность этой помехи связана с тем, что скорость продольной волны в терригенной части близка к скорости поперечной волны в соли, используемой для обратного продолжения поля преломлённых S-волн.

Для того, чтобы уменьшить помехи, показанные на рис. 8б, в, и подчеркнуть изображение козырька, оба эти изображения перемножены. В результате изображение козырька соли значительно улучшилось (рис. 8г). 3) Отражённая и преломлённая S-волны (рис. 8д). Эти волны формируют непрерывное изображение участка границы штока на глубинах от 700 до 1 500 м. На рис. 8д видны пересечения штока с приштоковыми границами, являющимися узлами дифракции (расположены в красных контурах), от которых отходят внизвправо ложные границы. Это изображение границы штока формируется дуплексными отражёнными волнами с траекторией HV, типами волн PPS и PSS, а также преломлёнными волнами того же типа, образующимися на границе штока. Ложные границы на изображении, вероятно, появляются в результате взаимной корреляции дуплексных PPS- и PSS-волн. 4) Преломлённые P- и S-волны (рис. 8е).

Рис. 7. Суммарные изображения границы штока, полученные по DWM на PSS-волнах: а – сумма изображений DWM на PSS-волнах HV типа с ОГ на глубинах 1 500–4 000 м; б – сумма изображений, представленных на рис. 6е и 7а

Изображение козырька соли (рис. 8е), полученное по преломлённым P- и S-дуплексным волнам, менее помехоустойчиво, чем изображение, полученное ранее при совместном использовании преломлённых и отражённых дуплексных волн (рис. 8а–д). Область над козырьком соли на рис. 8е заполнена интенсивными помехами. Изображение вертикальной части границы штока при данном виде миграции не формируется.

5) Отражённые P- и S-волны (рис. 8ж). Миграционное изображение (рис. 8ж) получено по отражённым P- и S-дуплексным волнам. На нём удовлетворительно представлено изображение субвертикальной части границы соли в диапазоне глубин с 1 000 по 2 000 м. Ниже 2 000 м изображение искажено интенсивными помехами. Козырёк соли не сформировался.

ж Рис. 8. Изображения границы штока по миграции двух полей, отражённых от приштоковых границ и имеющих разные типы после рассеяния на границе штока: а, б – продольные преломлённая и отражённая волны; в – преломлённая S- и отражённая P-волны; г – произведение изображений рис. 8б, в; д – отражённая и преломлённая S-волны; е – преломлённые P- и S-волны; ж – отражённые P- и S-волны

Миграция двух полей проходящих волн, рассеянных на неоднородностях внутри соли Штоковая соль обычно бывает “загрязнена” всякого рода неоднородностями, которые могут играть роль вторичных рассеивателей,

от которых волна попадает на границу штока. Эти волны могут быть использованы для формирования изображения границы штока при использовании миграции двух полей. На рис. 9а–в представлены результаты миграции двух полей, выполненные по 33

преломлённым P- и S-волнам, возникшим в результате рассеяния падающей волны на дифракционных объектах О1–О2, расположенных внутри штока в точках X1=1 700 м, Z1 = 1500 м (рис. 9а); X2 = 1 000 м, Z2 = 1 700 м (рис. 9б) и X3 = 1 400 м, Z3 = 3 900 м (рис. 9в).

При положениях рассеивающего объекта в точке О или О (рис. 9а, б) удаётся 1 2 получить фокусировку точек пересечения штока с горизонтальными границами на глубинах 1 000 и 1 500 м, а также перегиб границы штока между ними. Кроме того, на изображении прослеживаются

в Рис. 9. Результаты миграции двух полей проходящих волн, рассеянных на неоднородностях внутри соли при различных расположениях рассеивателей О1–О3: а – X1=1 700 м, Z1=1 500 м; б – X2=1 000 м, Z2=1 700 м; в – X3=1 400 м, Z3=3 900 м

примыкающие к штоку горизонтальные границы на глубинах 500, 1 000 и 1 500 м, сформированные волнами, преломлёнными на этих границах. Изображения горизонтальных границ доходят до границы штока, в отличие от изображений, полученных по глубинной престек-миграции (рис. 3а, б). При использовании дуплексных проходящих волн, рассеянных неоднородностью О , на миграционном изображении 3 удовлетворительно прослеживается субвертикальная часть границы штока. Получить изображение козырьковой части штока не удается. Выводы Для данной модели увеличение информации за счет привлечения для структурных построений обменных волн не наблюдается. Наиболее полное изображение получено по HV дуплексной миграции продольных волн. ЛИТЕРАТУРА 1. Горняк З. В., Костюкевич А. С. Линк Б., Мармалевский Н. Я., Мерщий В. В., Роганов Ю. В., Хромова И. Ю. Изучение вер-

тикальных неоднородностей с использованием миграции дуплексных волн//Технологии сейсморазведки. – 2008. – № 1. – С. 3–14. 2. Farmer P. A., Jones I. F., Zhou H., Bloor R. I., Goodwin M. C. Application of reverse time migration to complex imaging problems. – 2006. – First Break. – 24. – Р. 65–73. 3. Marmalevskyi N., Roganov Y., Kostyukevych A., Roganov V. Duplex wave migration and interferometry for imaging onshore data without angle limitations//70th EAGE Conference, Rome, 9–12 June 2008. – Р. 273. REFERENCES 1. Gornyak Z. V., Kostyukevych A. C., Link B. , Marmalevskyi N. Y., Merschy V. V., Roganov Yu. V., Hromova I. Yu. Study of vertical heterogeneities using migration of duplex waves//Seismic technology. – 2008. – № 1. – Р. 3–14. (Іn Russian). 2. Farmer P. A., Jones I. F., Zhou H., Bloor R. I., Goodwin M. C. Application of reverse time migration to complex imaging problems. – 2006. – First Break. – 24. – Р. 65–73. 3. Marmalevskyi N., Roganov Y., Kostyukevych A., Roganov V. Duplex wave migration and interferometry for imaging onshore data without angle limitations//70th EAGE Conference, Rome, 9–12 June 2008. – P. 273.

Р у к о п и с о т р и м а н о 15.10.2014.

Н. Я. Мармалевський, канд. техн. наук, геофізик, Ю. В. Роганов, канд. фіз.-мат. наук, геофізик, Г. Б. Дуброва, геофізик (Tetrale Group, Канада), roganov_yuriy@mail.ru ПОРІВНЯННЯ ЗОБРАЖЕНЬ СОЛЯНОГО ШТОКУ, ОТРИМАНИХ ЗА ДОПОМОГОЮ ДУПЛЕКСНОЇ ТА ІНТЕРФЕРОМЕТРИЧНОЇ МІГРАЦІЙ З ВИКОРИСТАННЯМ СИНТЕТИЧНИХ ДАНИХ За синтетичними даними виконано порівняння глибинних зображень границі соляного штоку, отриманих за допомогою міграції Кірхгофа з використанням операторів, налаштованих на дуплексні хвилі різних типів, а також – за допомогою інтерферометричної міграції двох полів. Показано, що найбільш інформативною і захищеною від перешкод є дуплексна HV-міграція на поздовжніх хвилях, яка дала змогу сформувати сейсмічні зображення як “ніжки” штоку, так і соляного козирка. Ключові слова: міграція, соляний шток, дуплексні хвилі.

Marmalevskyi N. Y., Ph. D., geophysicist, Roganov Yu. V., Ph. D., geophysicist, Dubrova G. B., geophysicist (Tetrale Group, Kyiv, Ukraine), roganov_yuriy@mail.ru COMPARISON OF IMAGES OF SALT DOME WALL USING DUPLEX AND INTERFEROMETRIC MIGRATIONS WITH SYNTHETIC DATA Comparison of depth imaging of salt dome wall with synthetic data using Kirchhoff migration with operators for different types of duplex waves (DWM), as well as using interferometric migration of two �elds is done. It is shown that most informative and jam free is HV-DWM with compression waves that allow us to generate seismic images of keel and hat of salt dome wall. The results indicate that the joining to the salt dome boundaries and constructed with Kirchhoff depth migration, interrupted at a considerable distance from the salt dome. Duplex migration on compression waves with the �rst re�ection from the sub-horizontal boundary and the second re�ection from the sub-vertical boundary (HV) provides a satisfactory image of keel and hat of salt dome wall up to the depth of the re�ector. Duplex migration on compression waves with the �rst re�ection from the sub-vertical boundary and second re�ection from the sub-horizontal boundary (VH) also provides an image of keel and hat of salt dome. However, the noise is present on this image. DWM on the transverse waves do not added new information, compared with DWM on compression waves. Duplex migration on waves, scattered at located in the salt dome inhomogeneities, provides satisfactory image only sub-vertical portion of the salt dome boundary. The interferometric migration of the border of salt dome based on different pairs of waves, simultaneously scattered at this border. Unfortunately, it was not possible to construct in this way good image of a wall of salt dome with a small noise. Keywords: migration, salt dome, duplex waves.

УДК 550.834

В. І. Роман, канд. фіз.-мат. наук, старший науковий співробітник (Інститут геофізики ім. С. І. Субботіна НАН України, Київ, Україна), Ю. Ш. Закарієв, генеральний директор, С. М. Рябошапко, головний спеціаліст (закрите акціонерне товариство “ГеоСейсКонтроль”, Москва, Росія), В. С. Попков, провідний інженер, М. В. Богаєнко, провідний інженер (Інститут проблем матеріалознавства ім. І. М. Францевича НАН України, Київ, Україна), Д. М. Гринь, канд. фіз.-мат. наук, старший науковий співробітник, Н. І. Мукоєд, молодший науковий співробітник (Інститут геофізики ім. С. І. Субботіна НАН України, Київ, Україна)

ТЕХНІКО-ТЕХНОЛОГІЧНІ КОМПЛЕКСИ ДЛЯ АДАПТИВНИХ СЕЙСМІЧНИХ ДОСЛІДЖЕНЬ Викладені принцип дії і склад адаптивних сейсмокомплексів сейсморозвідувального і сейсмологічного призначення та стан робіт щодо їх створення. Вичерпно ефективними інформаційно та економічно є адаптивні сейсмокомплекси, технологія робіт з якими та їх функціонування ґрунтуються на використанні спектрів відношення сигнал-завада. Адаптивні сейсмокомплекси мають типовий для сейсмореєструвальних комплексів склад технічних та апаратурних засобів збудження, приймання і реєстрування сейсмічних сигналів. Відмінність адаптивних сейсмокомплексів полягає в спеціалізації їх програмного забезпечення. Обов’язковою для адаптивних сейсмокомплексів є можливість обміну інформацією між станцією або центром оброблення спостережених сейсмограм і кожним з одночасно працюючих на площі досліджень сейсмоджерел. У складі адаптивних сейсмокомплексів можливе використання будь-яких сейсмоджерел. Найбільш прийнятними для здійснення адаптивних досліджень є вібраційні сейсмоджерела і відповідно вібраційні сигнали. Інформаційно виправдане підвищення енергетичних потреб адаптивних сейсмокомплексів планується компенсувати створенням і використанням резонансних сейсмоджерел. Ключові слова: спектр відношення сигнал-завада, адаптивні дослідження, адаптивний сейсмокомплекс, резонансне сейсмоджерело.

Адаптивні спостереження є завершальним етапом технологічного розвитку сейсмічних досліджень геологічного середовища. Вичерпно ефективними інформаційно та економічно є адаптивні спостереження, які ґрунтуються на використанні спектрів відношення сигналзавада [1, 6, 8]. Примноження інформації про надра і досліджувані геологічні об’єкти здійснюється в процесі спостережень,

інформаційна достатність яких регламентується заданими спектрами відношення сигнал-завада. Структурна детальність сейсмічного вивчення геології середовища досягається часовою роздільною здатністю спостережень цільових сигналів, яка завбачається діапазоном робочих частот їх заданих спектрів відношення сигнал-завада. Параметрична точність диференціації матеріалу середовища досяга-

ISSN 1682-3591. Збірник наукових праць УкрДГРІ. № 1/2015

ється амплітудною роздільною здатністю досліджень, яка забезпечується величиною значень заданих спектрів відношення сигнал-завада як функцій частоти. Просторове адаптування спостережень забезпечують організацією незалежної роботи сейсмоджерел, працюючих на площі досліджень, та обмеженням бази групування сейсмоприймачів або відмовою від нього [9]. Незалежна робота сейсмоджерел та обмежене групування сейсмоприймачів робить можливим одночасне збудження і спостереження поздовжніх і поперечних хвиль різної поляризації, а також суміщення в просторі й часі робіт різного методичного спрямування, наприклад вивчення верхньої частини розрізу і глибинні сейсморозвідувальні дослідження. Виділені з інтерференційних групових сейсмозаписів відпрацювання фізспостережень парціальні сейсмограми сейсмоджерел використовуються для обчислення фактично отриманих спектрів відношення сигнал-завада цільових сигналів, за результатами зіставлення яких з їх заданими відповідниками здійснюють продовження відпрацювання фізспостережень або його завершення. Параметри зондувальних сигналів для продовження спостережень на фізточці обчислюють за даними порівняння фактично отриманих і заданих спектрів відношення сигнал-завада. Задані спектри відношення сигнал-завада формують за результатами оброблення та інтерпретації матеріалів раніше виконаних на площі робіт досліджень. На момент відпрацювання фізспостережень вони відомі і становлять основу геологічних завдань виконуваних спостережень. Відпрацювання фізспостережень завершують за умови досягнення або перевищення фактично отриманими заданих спектрів відношення сигнал-завада всіх цільових сигналів на всіх парціальних сейсмограмах сейсмоджерел. Наявність зазначеного критерію контролювання відпрацювання фізспостережень та їх завершення є основою створення автоматизованих адаптивних сейсмокомплексів. Контрольованість і керованість адаптивних сейсмокомплек38

сів за показниками якості спостережень забезпечує можливість здійснення автоматичної комп’ютерної супервізії відпрацювання фізспостережень у процесі польових робіт [5], яка, на відміну від існуючої практики супервізії, не призводить до необхідності повторного відпрацювання фізточок, які не відповідають вимогам геологічних завдань. Метою цієї роботи є розгляд улаштування та стану розроблення адаптивних сейсмокомплексів для сейсморозвідувальних і сейсмологічних досліджень. Адаптивні сейсмокомплекси мають типовий для сучасних комп’ютеризованих сейсмореєструвальних комплексів склад технічних та апаратурних засобів збудження, приймання і реєстрування сейсмічних сигналів. Відмінність адаптивних сейсмокомплексів полягає в зумовленій використанням спектрів відношення сигнал-завада спеціалізації програмного забезпечення технології робіт з ними та підтримці їх функціонування в процесі відпрацювання фізспостережень. Обов’язковою для адаптивних сейсмокомплексів є можливість обміну інформацією між станцією або центром оброблення спостережених сейсмограм і кожним з одночасно працюючих на площі досліджень сейсмоджерел. У складі адаптивних сейсмокомплексів можливе використання будь-яких сейсмоджерел. Найбільш прийнятними для здійснення адаптивних досліджень є вібраційні сейсмоджерела і відповідно вібраційні зондувальні сигнали. Першочерговою ланкою оброблення спостережених інтерференційних сейсмограм одночасного відпрацювання фізспостережень багатьма сейсмоджерелами є виділення з них парціальних сейсмограм сейсмоджерел, можливість якого передбачається кодуванням збуджуваних ними зондувальних сигналів [7, 8]. Подальше оброблення кожної з парціальних сейсмограм сейсмоджерел полягає в їх деконволюції, формуванні трас деконвольованих цільових сигналів і завад, обчисленні їх спектрів і спектрів відношення сигнал-завада та порівнянні обчислених спектрів

відношення сигнал-завада цільових сигналів з їх заданими відповідниками. За результатами порівняння фактично отриманих і заданих спектрів відношення сигналзавада виробляються сигнали й команди продовження відпрацювання фізспостереження або його завершення. Для сучасних багатоканальних і надбагатоканальних сейсморозвідувальних систем спостережень [9] актуальним є питання зменшення витрат часу обчислювального супроводження фізспостережень, яке вирішується роботою програм з критичними найменш інтенсивними цільовими сигналами, ускладненими найбільш інтенсивними завадами. Визначені таким чином умови продовження відпрацювання фізспостережень або їх завершення для некритичних ситуацій виконуються автоматично. Аналіз сейсмозаписів і відбір з-поміж них критичних здійснюється порівняно нескладними швидкодіючими програмами. Сприятливими в цьому відношенні чинниками є статистична еквівалентність завад на однойменних трасах парціальних сейсмограм сейсмоджерел, а також достатня латеральна витриманість інтенсивності цільових сигналів. Пріоритетом сучасної нафтогазової сейсморозвідки є великі обсяги досліджень і висока продуктивність їх відпрацювання за умови утримання якості сейсмозаписів у межах їх прийнятності, що не завжди досягається, незважаючи на надлишковість систем та обсягів матеріалів спостережень. Перевагою адаптивних сейсмічних досліджень є передбачена геологічним завданням спостережень їх якість за статистичної мінливості продуктивності відпрацювання фізспостережень залежно від сейсмогеологічних умов і впливів довкілля. Суть адаптивної технології сейсмічних досліджень і застосування спектрів відношення сигнал-завада полягає в оптимізації використання енергії збудження зондувальних сигналів та оптимальному обробленні спостережених сигналів. Енергетичний спектр відношення сигнал-завада, який є основою визначення

оптимального фільтра виявлення ускладненого завадами сигналу незалежно від його інтенсивності, однозначно визначає оптимальний фільтр відтворення сигналу. У свою чергу оптимальний фільтр відтворення в спектральній формі є обов’язковим множником спеціалізованих фільтрів оптимального оброблення ускладнених завадами спостережених сигналів [3, 6]. Дія оптимального фільтра відтворення полягає в мобілізації енергії спостережених сигналів для досягнення найкращої можливої якості їх визначення. Проте це не означає, що досягнута якість відповідає вимогам досліджень. Підвищення детальності і параметричної точності адаптивних досліджень у кінцевому підсумку досягається збільшенням енергії зондувальних сигналів. Здійснення адаптивних досліджень можливе із застосуванням серійних вібраторів. Однак на цей час можливості збільшення їх потужності вичерпані. Особливо це стосується потужних пересувних вібраторів для робіт на нафту й газ, обмежених вимогами вантажності і прохідності, незважаючи на встановлення їх на спеціалізованих транспортних засобах. Резерви підвищення енергії збудження сейсмічних сигналів варто шукати в зменшенні її внутрішніх втрат у сейсмоджерелах. Перспективними щодо цього є добротні резонансні системи [2]. На фото наведено експериментальний зразок резонансного сейсмоджерела вертикальної дії, який складається з трьох конструктивно і функціонально ідентичних секцій, кожна з яких живиться однією з фаз трифазної напруги змінного струму, яка виробляється відповідним перетворювачем енергії з можливістю встановлення потрібної частоти. Робочою є однакова для всіх секцій частота резонансу їх механічних коливальних систем. Амплітуда коливання систем секцій витримується однаковою. Коливання двох суміжних з трьох довільно упорядкованих секцій відрізняються по фазі на третину періоду подібно співвідношенню фаз трифазних електричних систем.

Механічна коливальна система секції складається з коливного якоря, пружно з’єднаного з її корпусом. Центрування якоря здійснюється пружними пластинами, видимими на фото над корпусом верхньої секції і між корпусами верхньої й середньої та середньої й нижньої секцій. У верхній частині якоря розміщений постійний магніт системи розгойдування, в нижній – пакет короткозамкнутих кілець системи гальмування. У верхній частині внутрішньої поверхні корпусу встановле-

Фото. Експериментальний зразок резонансного сейсмоджерела 40

на жорстко з’єднана з ним обмотка системи розгойдування, розміщена в зоні ефективної взаємодії магнітного поля струму в ній і магніту якоря. У нижній частині внутрішнього простору корпусу з можливістю зміщення стосовно нього та якоря встановлена обмотка системи гальмування, розміщена в зоні ефективної взаємодії магнітного поля струму в ній і магнітного поля струмів, наведених ним у короткозамкнутих кільцях якоря. Проміжки між коливною масою і внутрішніми поверхнями обмоток розгойдування і гальмування витримані з дотриманням вимог ефективної взаємодії магнітних полів рухомої й нерухомої частин секції та відсутності тертя між ними. Обмотка гальмування встановлена з можливістю ковзання зовнішньої поверхні її каркаса по внутрішній поверхні корпусу. З каркасом обмотки гальмування жорстко з’єднані верхні кінці стержнів, нижні кінці яких жорстко з’єднані з дископодібними платформами, видимими на фото між корпусами верхньої й середньої та середньої й нижньої секцій. Нижні кінці стержнів нижньої секції жорстко з’єднані з хрестовиною, до якої жорстко кріпиться відсутня на фото випромінювальна плита сейсмоджерела. Зазначені стержні розміщені в отворах днищ корпусів секцій з можливістю руху в них без тертя. Стержні нижньої секції розміщені з можливістю руху без тертя всередині встановлених між днищем нижньої секції і хрестовиною циліндричних пружин, на яких виважена маса всіх корпусів секцій, жорстко з’єднаних між собою. Дископодібні платформи верхньої і середньої секцій жорстко з’єднані між собою і хрестовиною видимими на фото видовженими зовнішніми стержнями і разом з обмотками гальмування і випромінювальною плитою складають активну частину сейсмоджерела. Його реактивна частина складається з жорстко з’єднаних між собою корпусів секцій. На фото відсутній механізм притискання випромінювальної плити до ґрунту, який складається з притискного вантажу, виваженого демпферами на хрестовині. У пересувних сейсмоджерелах у ролі при-

тискного вантажу використовується маса транспортного засобу. Для збудження зондувальних сигналів попередньо поданням напруг на обмотки розгойдування активізуються коливальні системи секцій. За відсутності напруг на обмотках гальмування секцій або в разі їх однаковості силова дія реактивної частини сейсмоджерела на його активну частину відсутня, подібно тому як при з’єднанні зіркою збалансованих фаз трифазних електричних систем відсутній струм в їх спільному проводі. Під час збудження зондувальних сигналів розбалансування спільної дії секцій здійснюється таким чином, що в кожний момент часу фрагменти електричної копії зондувального сигналу подаються тільки на обмотки гальмування однієї або двох суміжних секцій. Тактована частотою розгойдування циклічна черговість активізації секцій здійснюється протягом тривалості збудження зондувального сигналу. Формування необхідних сигналів тактування та активізації секцій виконується системою керування сейсмоджерела, з виходом якої електрично з’єднані обмотки систем гальмування секцій. Фрагменти силового впливу секцій інтегруються активною частиною сейсмоджерела і викликані їх спільною дією коливання його випромінювальної плити, поширюються в середовище у вигляді зондувального сигналу. Форма зондувальних сигналів (імпульсна, поліімпульсна, вібраційна) визначається формою їх заданих електричних копій, генерованих системою керування сейсмоджерела. Сила взаємодії активної і реактивної частин сейсмоджерела, а відповідно і сила дії сейсмоджерела на ґрунт і середовище, пропорціональна однаковій для всіх секцій швидкості коливань якоря кожної з них [4]. Отже, дієвим чинником функціонування сейсмоджерела є швидкість коливань якоря кожної із секцій. Звичайно резонансні властивості механічних систем характеризують залежністю амплітуди S їх вимушених гармонійних коливань s = S cos (gt+ϕ) від частоти Ω змушуючої гармонійної сили F = F0 cos Ω t,

де для секцій сейсмоджерела m – маса якоря, ω0 – циклічна частота вільних коливань ідеалізованої системи без тертя, δ – коефіцієнт згасання коливань реальної системи. Максимальне значення амплітуди коливань Smax досягається на частоті де – циклічна частота вільних згасаючих коливань системи s = S0e–δ t sin(ωt+ϕ0). Резонансна характеристика механічної системи для швидкості коливань має вигляд Максимальне значення швидкості коливань досягається на частоті Ωv = ω0. Резонансна характеристика механічних систем для швидкості коливань збігається з резонансною характеристикою електричних систем для струму. Гострота резонансної кривої для швидкості коливань характеризується її відносною напівшириною

обернена величина якої

є добротністю системи Q. Навіть для порівняно низькодобротних реальних систем резонансні частоти Ωs і Ωv мало відрізняються від частоти ω вільних згасаючих коливань і між собою [10]. Кінетична енергія якоря внаслідок гальмування та уповільнення його руху зменшується на величину енергії збудження сейсмічних коливань де

–

діюча на випромінювальну плиту сейсмоджерела сила збудження сейсмічних коливань. Відповідно потужність їх збудження Енергетична ефективність сейсмоджерел та їх економічність характеризується потужністю

збудження

сейсмічних коливань, яка припадає на одиницю ініціюючої їх сили. Для резо-

нансних сейсмоджерел мірою їх енергетичної ефективності є швидкість коливань якоря

На частоті резонансу звідки випливає енерге-

тична та економічна перспективність добротних резонансних сейсмоджерел. Завданням створення і випробування експериментального зразка резонансного сейсмоджерела в складі експериментального зразка адаптивного сейсмокомплексу є обґрунтування переваг адаптивної технології сейсмічних досліджень і резонансного збудження сейсмічних хвиль. Складовими елементами експериментального зразка адаптивного сейсмокомплексу є резонансне сейсмоджерело, серійні автономні одноканальні сейсмореєструвальні пристрої, система керування сейсмокомплексом і програмне забезпечення формування зондувальних сигналів та оброблення спостережених сейсмограм. Вхідними сигналами системи керування є вихідні сигнали датчиків прискорення коливного руху якорів коливальних систем секцій резонансного сейсмоджерела і керувальні електричні копії зондувальних сигналів, сформовані портативним комп’ютером сейсмокомплексу. Вихідними сигналами системи керування є секційні фрагменти електричних копій зондувальних сигналів, які подаються на обмотки гальмування секцій резонансного сейсмоджерела. Зареєстровані сейсмореєструвальними пристроями спостережені сейсмограми періодично зчитуються та обробляються комп’ютером сейсмокомплексу або стаціонарним комп’ютером. Результатом оброблення є висновок про необхідність продовження спостережень або можливість їх завершення. Параметри зондувальних сигналів продовження спостережень використовуються для формування комп’ютером сейсмокомплексу їх керувальних копій. Відповідно до енергетичних можливостей експериментального адаптивного сейсмокомплексу його планується випробувати в енергетично доступних інженерних геолого-геофізичних 42

дослідженнях. Обмежена потужність резонансного сейсмоджерела експериментального адаптивного сейсмокомплексу може бути компенсована довготривалою автономною реєстрацією і накопиченням спостережуваних сигналів. За результатами створення і випробування експериментального адаптивного сейсмокомплексу його розробниками і виробниками (відділ регіональних проблем геофізики Інституту геофізики НАН України – проектування сейсмокомплексу і резонансного сейсмоджерела, розроблення і виготовлення системи керування сейсмокомплексом, розроблення і використання програмного забезпечення сейсмокомплексу; відділ композиційних матеріалів Інституту проблем матеріалознавства НАН України – розроблення і виготовлення резонансного сейсмоджерела) планується розроблення і виготовлення робочого зразка адаптивного сейсмокомплексу з резонансним сейсмоджерелом у його складі для інженерних геолого-геофізичних досліджень. Питаннями, які потребують з’ясування випробуваннями експериментального адаптивного сейсмокомплексу для обґрунтування розроблення його робочого зразка, є зокрема визначення потужності резонансного сейсмоджерела для виконання проектного кола завдань його використання, конструктивне забезпечення збудження пружних хвиль потрібної поляризації, доцільність автономного приймання і реєстрування спостережуваних сигналів, можливість підвищення верхньої межі робочих частот. Найбільш енергетично та операційно напруженою є робота потужних багатоканальних і надбагатоканальних сейсмокомплексів високопродуктивних досліджень на нафту й газ. Категоричною умовою їх улаштування й оснащення є автоматизація функціонування в процесі відпрацювання фізспостережень. Відповідно до протоколу про наміри і попередніх домовленостей розроблення і виготовлення дослідного зразка автоматизованого адаптивного сейсмокомплексу нафтога-

зового призначення здійснюватиметься ЗАТ НПЦ “ГеоСейсКонтроль”, Москва, Росія (координація робіт співучасників створення сейсмокомпексу, розроблення і супроводження його програмного забезпечення), ЗАТ “ГЕОСВИП”, Москва, Росія (розроблення і виготовлення дослідного зразка резонансного сейсмоджерела і розроблення системи керування сейсмокомплексом), ВАТ СКБ СП, Саратов, Росія (розроблення і виготовлення системи керування сейсмокомплексом та інсталяція програмного забезпечення сейсмоприймальної і сейсмореєструвальної апаратури). Імітація незалежної роботи багатьох сейсмоджерел та отримання інтерференційних групових сейсмограм, необхідних для завчасного розроблення і випробування програмного забезпечення нафтогазового сейсмокомплексу, виконуватиметься з використанням експериментального і робочого зразків інженерного сейсмокомплексу та серійних вібраторів і сейсмореєструвальних пристроїв. Створення енергетично ощадливих резонансних сейсмоджерел та адаптивних сейсмокомплексів сприяє здійсненню активного сейсмічного моніторингу надр для практичних потреб (оптимізація експлуатації родовищ нафти й газу і нафтогазовидобутку, контролювання тектоніки вироблених і діючих шахтних полів, вивчення розвитку карстових явищ тощо) та сейсмологічних досліджень. Можлива віддаленість пунктів збудження зондувальних сигналів від джерел енергопостачання і неперервна або тривала дія систем моніторингу потребують притаманної розроблюваним сейсмокомплексам мінімізації витрат енергії і характерного для нафтогазових сейсмокомплексів ступеня автоматизації їх функціонування. Постає питання про доповнення існуючої мережі сейсмологічних станцій мережею пунктів збудження аналогічного призначення для вивчення тектонічної еволюції надр і можливості передбачення сейсмологічних катастроф. В Інституті геофізики НАН України розпочато проектування планетарних систем активного сейсмічного моніторингу надр.

Вершиною технічної, електронної і програмної складності і досконалості та операційної швидкодії сейсмічних техніко-технологічних агрегатів, створення яких започатковане розробленням їх базового експериментального зразка, є адаптивний нафтогазорозвідувальний сейсмокомплекс. Його розроблення у свою чергу започаткує зворотний процес доцільного запозичення технічних, електронних і програмних досягнень для створення адаптивних сейсмокомплексів сейсморозвідувального і сейсмологічного призначення. ЛІТЕРАТУРА 1. Алелюхин Н. П., Гринь Д. Н., Закариев Ю. Ш., Насыбулин Е. Х., Роман В. В., Роман В. И., Рябошапко С. М., Шпортюк В. Г., Тарасов Н. В., Асан-Джалалов О. А. Сейсморазведочный комплекс. Патент РФ № 2488847 С1.2013//Бюл. № 26, 2013. 2. Алелюхин Н. П., Закариев Ю. Ш., Насыбулин Е. Х., Роман В. В., Роман В. И., Рябошапко С. М., Тарасов Н. В., Асан-Джалалов О. А. Способ возбуждения сейсмических волн. Патент РФ № 2488848 С1.2013//Бюл. № 26, 2013. 3. Гурвич И. И., Боганик Г. Н. Сейсмическая разведка: учебник для вузов. – 3-е изд., перераб. – М.: Недра, 1980. – 551 с. 4. Копылов И. П. Электрические машины. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 380 с. 5. Рогачук М. П., Тищенко М. В., Оломський С. В., Василюк Ю. А., Рябошапко С. М., Роман В. І., Мукоєд Н. І. Автоматизація супервізії сейсмічних досліджень//Нафтогазова галузь України. – 2013. – № 6. – С. 41–43. 6. Роман В. І. Спектри відношення сигнал-завада адаптивних геофізичних досліджень//Геофізичний журнал. – 2013. – 36, № 2. – С. 186–190. 7. Роман В. И., Закариев Ю. Ш., Рябошапко С. М., Гринь Д. Н., Мукоед Н. И. Интенсивная сейсморазведка//Збірник наукових праць УкрДГРІ. – Київ: УкрДГРІ, 2013. – № 4. – С. 35–41. 8. Роман В. І., Шпортюк Г. А., Гринь Д. М., Мукоєд Н. І. Адаптивні сейсмічні дослідження: моделі реєстрації сейсмічних полів//Геофізичний журнал. – 2011. – 33, № 6. – С. 152–156. 9. Череповский А. В. Сейсморазведка с одиночными приёмниками и источниками:

обзор современных технологий и проектирование съемок. – Тверь: ООО Изд-во “ГЕРС”, 2012. – 134 с. 10. Яворский Б. М., Детлаф А. А. Справочник по физике. – М.: Наука, 1968. – 939 с. REFERENCES 1. Alelyuhyn N. P., Gryn D. N., Zakariyev Yu .Sh., Nasibulyn E. H., Roman V. V., Roman V. I., Ryaboshapko S. M., Shportyuk V. G., Tarasov N. V., Asan-Dzhalalov O. A. Seismic exploration complex. Patent RF number 2488847 C1. 2013//Bull. number 26, 2013. (In Russian). 2. Alelyuhyn N. P., Zakariyev Yu. Sh., Nasibulyn E. H., Roman V. V., Roman V. I., Ryaboshapko S. M., Tarasov N. V., Asan-Dzhalalov O. A. A method of excitation of seismic waves. Patent RF № 2488848 C1. 2013//Bull. number 26, 2013. (In Russian). 3. Gurvich I. I., Boganik G. N. Seismic exploration: a textbook for high schools. – 3rd ed., Rev. – Moskva: Nedra, 1980. – 551 p. (In Russian). 4. Kopylov I. P. Electrical machinery. – Moskva: Energoatomizdat, 1986. – 380 p. (In Russian).

5. Rogachuk M. P., Tyshchenko M. V., Olomskyi S. V., Vasyliuk Yu .A., Riaboshapko S. M., Roman V. I., Mukoied N. I. Automation of supervision of seismic studies//Naftogazova galus Ukrainy. – 2013. – № 6. – C. 41–43. (In Ukrainian). 6. Roman V. I. The spectra of signal-to-noise ratio adaptive geophysical research//Geophysical journal. – 2013. – 36, № 2. – P. 186–190. (In Ukrainian). 7. Roman V. I., Zakariev Yu. Sh., Rjaboshapko S. M., Grin D. N., Mukoed N. I. Intensive seismic exploration//Zbirnyk naukovykh prats UkrDНRI. – Keiv: UkrDНRI, 2013. – № 4. – P. 35–41. (In Russian). 8. Roman V. I., Shportiuk G. A., Gryn D. M., Mukoied N. I. Adaptive seismic studies: of model of seiemic �elds registration.//Geophysical journal. – 2011. – 33, № 6. – P. 152–156. (In Ukrainian). 9. Cherepovskij A. V. Seismic exploration with single receivers and sources: a review of modern technology and design surveys. – Tver: Publishing house GERS, 2012. – 134 p. (In Russian). 10. Javorskij B. M., Detlaf A. A. Handbook of physics. – Moskva: Nauka, 1968. – 939 p. (In Russian).

Р у к о п и с о т р и м а н о 13.01.2015.

В. И. Роман, Институт геофизики им. С. И. Субботина НАН Украины, Киев, Украина, Ю. Ш. Закариев, закрытое акционерное общество “ГеоСейсКонтроль”, Москва, Россия, С. М. Рябошапко, закрытое акционерное общество “ГеоСейсКонтроль”, Москва, Россия, В. С. Попков, Институт проблем материаловедения им. И. М. Францевича НАН Украины, Киев, Украина, Н. В. Богаенко, Інститут проблем материаловедения им. И. М. Францевича НАН Украины, Киев, Украина, Д. Н. Гринь, Институт геофизики им. С. И. Субботина НАН Украины, Киев, Украина, Н. И. Мукоед, Институт геофизики им. С. И. Субботина НАН Украины, Киев, Украина ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ КОМПЛЕКСЫ ДЛЯ АДАПТИВНЫХ СЕЙСМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ Изложены принцип действия и состав адаптивных сейсмокомплексов сейсморазведочного и сейсмологического назначения и состояние работ по их созданию. Исчерпывающе эффективными информационно и экономически являются адаптивные сейсмокомплексы, технология работ с которыми и их функционирование основаны на использовании спектров отношения сигнал-помеха. Адаптивные сейсмокомплексы имеют типичный для сейсморегистрирующих комплексов состав технических и аппаратурных средств возбуждения, приёма и регистрации сейсмических сигналов. Отличием адаптивных сейсмокомплексов является специализация их программного обеспечения. Обязательной для адаптивных сейсмокомплексов является возможность обмена информацией между станцией или центром обработки наблюдённых сейсмограмм и каждым из одновременно

работающих на площади исследований сейсмоисточников. В составе адаптивных сейсмокомплексов возможно использование любых сейсмоисточников. Наиболее приемлемыми для осуществления адаптивных исследований являются вибрационные сейсмоисточники и соответственно вибрационные зондирующие сигналы. Информационно оправданное повышение энергетических потребностей адаптивных сейсмокомплексов планируется компенсировать созданием и использованием резонансных сейсмоисточников. Ключевые слова: спектр отношения сигнал-помеха, адаптивные исследования, адаптивный сейсмокомплекс, резонансный сейсмоисточник.

V. I. Roman, Institute of geophysics NAS of Ukraine; Y. Sh. Zakariev, Joint stock company Scienti�c-industry center “GeoSeisContol”, Moscow, Russia; S. M. Ryaboshapko, Joint stock company Scienti�c-industry center “GeoSeisContol”, Moscow, Russia; V. S. Popkov, Institute for problems of Materials Science NAS of Ukraine; M. V. Bogaenko, Institute for problems of Materials Science NAS of Ukraine; D. M. Gryn, Institute of geophysics NAS of Ukraine; N. I. Mukojed, Institute of geophysics NAS of Ukraine TEXNICAL-TECHNOLOGICAL COMPLEXES FOR ADAPTIVE SEISMIC STUDIES Operating principles and composition of adaptive seismic complexes with seismic exploration and seismologic functions and state of woks on their creation have been developed. Adaptive seismic complexes with their technology of operation and their functioning are based on application of spectra of ratio signal-noise are comprehensively effective from informational and economical viewpoint. Adaptive seismic complexes have got typical for seismic registering complexes composition of technical and logistic means of excitation, receiving and registration of seismic signals. Distinction of adaptive seismic complexes is caused by application signal-noise ratio spectra, specialization of their software, technology of its operating, and support of its functioning during physical observation works. It is compulsory for adaptive seismic complexes to have a possibility to exchange information between the station or the center of processing of observed seismograms and each of simultaneously working seismic sources within the observation area. Any seismic sources can de used as components of adaptive seismic complexes. The most acceptable for realization of adaptive studies are vibration seismic sources and corresponding sounding signals. Increase of energy demands of adaptive seismic complexes needs optimization of processing the signals obtained based on application of signal-noise ratio spectra in order to reach the best possible quality of identi�cation of target signals. Finally increase of syructural detail and parametric accuracy of adaptive studies can be reached by increase of energy of sounding signals. Information reasonable increase of energy demand of adaptive seismic complexes is expected to be compensated by creation and application of resonance seismic sources. The basic point is creation of adaptive seismic complex for engineering geological-geophysical studies with resonance seismic source included. The climax of technical, electronic and software complexity and perfection as well as operational velocity is an adaptive oil and gas exploration seismic complex. Its creation is the basis for development of systems for active seismic monitoring of the depth in order to study their tectonic evolution and ability to foresee seismologic disasters. Keywords: spectrum of ratio signal-noise, adaptive research, adaptive seismic complex, resonance seismic source.

УДК 622.831.325.3:552.574:539.2

Т. А. Василенко, д-р техн. наук, старший научный сотрудник, заведующий отделом, tvasilenko@mail.ru, В. Г. Гринёв, д-р техн. наук, профессор, директор, grinevv@ukr.net, А. Н. Молчанов, д-р техн. наук, старший научный сотрудник, заместитель директора, molchanov@nas.gov.ua, Д. А. Пономаренко, аспирант (Институт физики горных процессов НАН Украины)

ВЛИЯНИЕ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И СТРУКТУРНЫХ ФАКТОРОВ НА СОДЕРЖАНИЕ МЕТАНА В УГОЛЬНЫХ ПЛАСТАХ Описаны особенности угольного метана. Экспериментально показано на примере нескольких углей разной степени метаноносности, что метаноносность угольных пластов в значительной мере связана со структурными параметрами, характеризующими свойства угольного вещества. Ключевые слова: ископаемый уголь, метан угольных пластов, ядерный магнитный резонанс (ЯМР), электронный парамагнитный резонанс (ЭПР), микроструктура угля.

Введение. Природный газ в недрах Земли локализован либо в традиционных месторождениях (газовые ловушки), либо в “нетрадиционных”, к которым относятся газовые гидраты, газ глубоких горизонтов, низкопроницаемых коллекторов, сланцевый газ и газ угольных пластов. Повышенный интерес к “нетрадиционным” источникам газа диктуется необходимостью улучшения топливного баланса страны. Немаловажно также и то, что заблаговременное извлечение метана из угольных пластов способствует безопасной добыче второго полезного ископаемого этих месторождений – угля. Тонна угля по разным оценкам может содержать до 1 300 м³ метана, при этом средняя газоносность угля в пласте составляет около 30–40 м3 метана на тонну добываемого угля. К настоящему времени сложилось представление о том, что метан в угле в зависимости от локализации находится в нескольких фазовых состояниях [12]: в свободном, адсорбированном

и абсорбированном (твердый раствор). Распределение метана по этим фазовым состояниям в угле не постоянно и зависит от структуры угольного вещества. Один из вариантов распределения метана по формам существования в ископаемом угле в зависимости от его локализации (в процентном отношении от общего количества) приведен в работе [8]: – свободный – внутри макропор, микротрещин и других дефектов сплошности угля в природных условиях – 2–12 %; – адсорбированный – на угольных поверхностях природных пор и дефектов сплошности, межблочных промежутках (включая объемное заполнение переходных пор и макроскопических дефектов) – 8–16 %; – твердый углеметановый раствор – в межмолекулярном пространстве угольного вещества – 70–85 %; – химически сорбированный метан – в дефектах ароматических слоев кристаллитов – 1–2 %;

ISSN 1682-3591. Збірник наукових праць УкрДГРІ. № 1/2015

– твердый раствор внедрения – внутри клатратоподобных структур – 1–3 %. Наиболее дискуссионным в данном распределении является количество метана, находящегося в твердом растворе, или о включении в это количество части метана, находящегося в закрытой пористости. По данным работы [2], основное количество метана (60–70 %) находится в закрытых порах. Правильная оценка содержания метана в разных фазовых состояниях необходима для обеспечения достоверности теоретических исследований кинетики выделения метана из угля. На практике распределение метана по фазовым состояниям в угле с достаточной точностью может быть определено физическими методами исследования [2], например методом ЯМР широких линий. Распределение метана по угольной матрице подчинено определенным закономерностям. На основании результатов исследования углей методами трансмиссионной электронной микроскопии высокого разрешения, ЯМР высокого разрешения и других современных методов с помощью компьютерного моделирования удается визуализировать распределение газов в структуре угля [14, 16]. На рис. 1

[14] показано расположение молекул метана на сорбционных центрах в макромолекуле угля. В стабильном нетронутом угольном пласте газ и уголь находятся в равновесном состоянии. При разработке угольного пласта или при проведении специальных мероприятий при его дегазации равновесное состояние нарушается и начинается процесс газовыделения. Этот процесс растянут на продолжительное время и для разных углей протекает по-разному. В процессе газовыделения из пласта задействовано всё многообразие структурных элементов угольного вещества и макромасштабная структура угольного пласта, включая сформированную при техногенном воздействии систему трещин. Извлечь газ из неразгруженного массива можно только после изменения его состояния путем проведения специальных мероприятий, выбор которых определяется горно-геологическими условиями и свойствами угольного вещества, слагающего пласт. Как известно, высокогазоносные угольные месторождения отличаются от традиционных месторождений природного газа сильной сорбционной связью метана с угольным веществом и

Рис. 1. Молекулы метана на сорбционных центрах угля [14] 47

низкой газопроницаемостью угольных пластов, существенно затрудняющих промышленное освоение ресурсов угольного метана [10]. Значительное влияние на газопроницаемость угольного пласта напряженного состояния многократно подтверждено экспериментально. В частности в зоне опорного давления разрабатываемого угольного пласта газопроницаемость угольного массива может уменьшаться в десятки и сотни раз [1]. Поэтому внимание многих ученых и специалистов угольной промышленности сосредоточено на исследованиях, посвященных вопросам стимулирования газоотдачи угольных пластов. Разработано большое количество различных технических предложений по интенсификации газоотдачи метаноносных угольных пластов, основывающихся на применении различных методов техногенного воздействия на угольный пласт (гидравлических, механических, физико-химических, микробиологических и т. д.) [9]. Раскрытие в породно-угольном массиве трещин и макропор и появление эксплуатационных трещин с образованием системы газопроводящих каналов нарушают состояние динамического равновесия системы уголь-метан в пластах, вызывая десорбцию метана из угля. Выбор соответствующего типа воздействия и его интенсивность производится на основании результатов предварительно проводящихся исследований угольного вещества конкретного пласта. К тому же, в практической деятельности необходимо учитывать тот факт, что уголь это метаморфическая горная порода, а степень метаморфизма любого угля устанавливается с довольно широкими допусками, что требует для каждого конкретного угля уточнения его состава и структурных особенностей. Как следует из работы [6], один и тот же пласт на разных его участках могут слагать угли разных марок. Так, например, в пласте h6′ (h7) шахты им. А. А. Скочинского присутствуют угли марок ГЖ, Ж, К, ОС и Т! Безусловно, при отработке любого 48

пласта осуществляется текущий лабораторный контроль добываемого угля, в результате которого определяется и его марка (степень метаморфизма), и частично химический состав, особенно примеси, и коллекторские свойства, которые могут характеризовать в некотором смысле и пористо-трещиноватую структуру. Но особой точности определения отдельных параметров образца угля от такого анализа, как правило, не требуется. Для получения детальной информации о структурных особенностях отобранного из пласта угля необходимо проведение достаточно сложных и трудоёмких исследований с привлечением сложного научного оборудования. Целью этого исследования было установление закономерностей изменения микроструктуры и магнитных свойств, в том числе пористости и процессов массопереноса, углей разной степени метаморфизма, влияющих на интенсивность газоотдачи газоносных угольных пластов. Для изучения вопроса о количестве и фазовом состоянии метана в угле, а также процесса его десорбции, нами используется метод ЯМР на ядрах ЯМР 1H. По-разному локализованные ядра водорода вносят различный вклад в суммарный спектр, который для влажных газонасыщеннных образцов имеет сложную форму и может быть представлен суперпозицией нескольких линий [2]. Эти линии сформированы большими группами атомов водорода, находящимися в сходных условиях. В таком представлении параметры выделенных линий (ширина, амплитуда, площадь под линией поглощения) могут быть использованы для анализа состояния и определения количества внедренного в образец водородосодержащего флюида, в частности метана. После записи спектров ЯМР 1Н газонасыщенного угля и обработки полученной последовательности спектров по методике, приведенной в работе [3], определяются параметры соответствующих линий поглощения ЯМР 1Н. Используя полученную зависимость амплитуды спектраль-

ной линии (или площади под первообразной), мы можем оценить количество метана, локализованного в различных состояниях, поскольку оба эти параметра спектральной линии связаны с количеством резонирующих ядер. Такое исследование было проведено на образцах углей марки К (шахта им. А. А. Скочинского, восточная лава, пласт h6′ “Смоляниновский”, гор. 1 230 м). Произведя математическую обработку всех составляющих спектров ЯМР 1Н, мы оценили содержание метана в каждой из определяемых фаз. Результаты расчета для исследуемого образца представлены на рис. 2. Там же для сравнения дана потеря массы исследуемого образца при десорбции метана, определяемая весовым методом (кривая 4). Как видим, наблюдается хорошая корреляция расчетных и экспериментальных данных. Таким образом, имея экспериментально полученную зависимость изменения со временем параметров линии ЯМР метана, внедренного в структуру угольного вещества, можно оценить кинетику десорбции метана из данного угля. Это позволяет

применить данные расчеты для оценки исходного количества метана в угольном пласте. Такая информация необходима при планировании горных работ и непосредственно при проведении разработки угольных пластов. Нами было также проведено исследование, выполненное с привлечением нескольких физических методов и направленное на выявление зависимости количества метана от степени метаморфизма и глубины залегания угля. Для проверки существования такой зависимости угли для исследований отбирали с разной метаноносностью и глубиной залегания от 200 до 1 000 м на шахтопластах начальной стадии метаморфизма. Перспективность комплексного подхода к изучению газоносных углей показана в работе [11]. В табл. 1 приведены характеристики исследуемых углей. Представленные ниже результаты получены с использованием ЭПР. Определение общей поверхности проводилось многоточечным методом Брунауэра-Эммета-Теллера (БЭТ) на приборе Autosorb-1 фирмы Quantachrome Instruments.

Рис. 2. Изменение масс метана, содержащегося в образце в разных фазах при десорбции: 1 – масса метана в закрытых порах и твердом растворе; 2 – масса метана в трещинах и открытых порах; 3 – общая масса метана по данным ЯМР; 4 – масса метана, определяемая весовым способом

Таблица 1. Исходные параметры исследованных ископаемых углей Характеристики угля выход летучих, %

зольность, %

сера, %

влага, %

“Кураховская”, l2′

42,9

13,6

5,57

7,3

44,4

13,5

3,45

12,5

“Украина”, k8

45,2

11,1

4,1

“Россия”, l1

42,1

11,5

“Новогродовская”, l1

42,1

“Октябрьский рудник”, k8 “Лидиевка”, k6

Шахта, пласт

“Бутовская”, n1 “Южно-Донбасская”, С

2н 10

С211 Им. Е. Т. Абакумова, m3

глубина, м

Q, м3/т

713

370

5,0

570

4,3

6,9

470

6,0

7,1

3,85

2,3

195

3,6

40,4

7,8

3,9

3,2

995

15–23

40,2

14,8

4,3

7,1

319

5–15

39,6

6,3

2,27

2,0

1060

10–20

38,9

2,4

1,5

5,0

480

37,7

2,6

1,2

5,0

220

0,01

35,6

6,8

1,5

5,0

855

5–10

Первая работа по ЭПР измерениям на карбонизированных твердых телах была выполнена Инграмом с сотрудниками более полувека назад [13]. Исследования в этом направлении, но уже на ископаемых углях, продолжил академик АН УССР А. А. Галкин с учениками [5]. Детальный анализ спектров ЭПР в углях показывает, что природа парамагнитных центров в них обусловлена наличием оборванных углеродных связей [15]. При этом ЭПР спектры образцов состоят из нескольких (чаще двух) резонансных линий, которые имеют преимущественно лоренцеву форму с близкими g-факторами (g≅2,0024–2,0032), но значительно отличающимися ширинами ∆H=(gµBT2)–1ћ (µB – магнетон Бора, T2 – время жизни спинового состояния). Причина этого связана как с наличием пор разного размера и неоднородностью сорбционных свойств образцов, так и с изменением их локальной структуры в ходе метаморфизма. В наших исследованиях величина ∆H изменяется в зависимости от марки угля и предыстории образцов в пределах от 0,3 до 100 Гс и более. Частичное исключение составляют образцы углей марок Г и Д

марка угля ДГ

(табл. 2), где одна из линий имеет гауссову форму за счет неоднородного вклада в ширину линии. Видно, что парамагнитные свойства углей разных марок значительно отличаются. С ростом V daf наблюдается постепенное изменение параметров спектров ЭПР от антрацитов к молодым углям. Это наглядно видно для исследованных нами углей из табл. 2, где показан вклад линий разной ширины в общую интенсивность спектра (I2/Іsum) в образцах угля. Фактически с ростом V daf изменяется не только локальная структура углей, но и их способность к реализации обратимых процессов сорбции-десорбции кислорода, метана и других газов. Кинетика реакции этих составляющих спектра на внешнее воздействие (насыщение кислородом) дает информацию о свойствах угольного вещества и пласта в целом [4]. Например, значения природной газоносности углей близки к значениям их предельной сорбционной способности (α, м3/т). Показатель α основан на оценке интенсивности “кислородного эффекта”, связанного с системами сопряжения в молекулярной структуре угля [7].

Таблица 2. Характеристики ЭПР спектров образцов углей разных марок Параметр

Марка угля A

V , wt %

4,8

21,4

35,1

∆H1, Гс

105

5,4

5,2

6,5

5,7

∆H2, Гс

1,4

0,7

0,8

I2/Isum

≈ 0,01

0,07

≤ 0,01

0,02

0,03

daf

Здесь ∆Hi – ширины компонентов спектра, I2 – интегральная интенсивность узкой компоненты соответствующего спектра, Isum – общая интенсивность спектра.

На рис. 3 показано кинетику изменения ширины спектральных линий (составляющих спектра ЭПР) в процессе сорбции кислорода (а) и десорбции метана (б) для образца антрацита. Результаты экспериментов по определению общей поверхности углей обрабатывались программным обеспечением прибора Autosorb-1. Площадь сорбционной поверхности рассчитывалась по многоточечному методу БЭТ, используя известное уравнение

где Wm – вес адсобированного вещества, образующего покрывающий всю поверхность монослой, С – константа БЭТ, относящаяся к энергии адсорбции при первом адсорбированном слое, Р/Р0 – относительное давление азота в процессе эксперимента (где Р0 практически равно атмосферному давлению).

Рис. 3. Эволюция ширины линий в спектре ЭПР в процессе сорбции кислорода (а) и десорбции метана (б) для образца антрацита (эксперимент по сорбции кислорода проводился на заранее откачанном образце) – –□– – расчет ∆H1, –·–∆ –·– расчет ∆Н2

Измерения проведены на образцах, предварительно подготовленных путем дегазации для очистки поверхности пор от влаги и других веществ, экранирующих поверхность. Для этого ячейка с образцом вакуумировалась в специальной станции дегазации с одновременным нагревом до 100 °С. Результаты ЭПР и сорбционных исследований приведены в табл. 3 и на рис. 4. Проведенные исследования показали существование обратной зависимости величины сорбционной поверхности образцов угля от метаноносности (рис. 4а, б). В пластах, где угли обладают максимально развитой сорбционной поверхностью (шахты “Кураховская” и “Украина”), практически отсутствует метан при максимальном содержании воды. Можно предположить, что сорбционные центры поровой поверхности этих углей имеют другую природу. Они хорошо удерживают генетическую воду, но метан, сопутствующий процессу преобразования углей, уходит. Иными словами, коллекторский объем углей шахт “Кураховская” и “Украина” не способствует удержанию метана. С уменьшением количества летучих веществ от 42 до 35 % значение S понижается до пределов 1–2 м2/г. Как видно из

характера представленных на рис. 4а–в зависимостей, величина S не связана с метаноносностью, возрастающей в некоторых углях на порядок. Полученные результаты показывают, что повышенное содержание воды коррелирует с площадью сорбционной поверхности. В то же время максимальное значение предельной сорбционной способности для углей шахт “Лидиевка”, “Октябрьский рудник”, “Бутовская”, им. Е. Т. Абакумова коррелирует с наличием в этих углях наибольшей (10–20 м3/т) метаноносности. Особенно показателен параметр α, отражающий сорбционную способность угля (рис. 4г). Он определяется делокализованными π – электронами всех сопряженных связей в структуре вещества. Из представленных изометаморфных проб этот показатель минимален для угля шахт “Украина” и “Кураховская” и максимален для шахт “Лидиевка”, “Октябрьский рудник”, “Бутовская”, им. Е. Т. Абакумова. Особенно это характерно по всем параметрам для шахты “Октябрьский рудник”, метаноносность которого доходит до 23 м3/т. Это означает, что коллекторский объем, содержащий метан в угле, определяется не только порами (открытыми и закрытыми), но и самой угольной структурой.

Таблица 3. Общая сорбционная поверхность образцов угля Сорбционная поверхность, S, м2/г Шахта, пласт

1 съемка

2 съемка

3 съемка

Среднее значение

“Кураховская”, l2′

5,725

5,726

4,015

5,155

“Кураховская”, k8

4,130

4,956

5,406

4,831

“Украина”, k8

3,713

4,017

3,438

3,723

“Россия”, l1

0,402

2,697

1,641

2,169

“Новогродовская”, l1

2,375

1,575

3,768

2,573

“Октябрьский рудник”, k8

0,917

0,506

1,109

0,844

“Лидиевка”, k6

1,672

1,788

1,256

1,572

“Южно-Донбасская”, С2н10

1,056

1,004

1,830

1,297

“Южно-Донбасская”, С

0,306

0,613

0,535

0,485

Им. Е. Т. Абакумова, m3

2,753

1,500

–

2,126

2 11

Рис. 4. Зависимость от содержания летучих веществ V daf в исследованных углях: площади сорбционной поверхности S – а; метаноносности Q – б; содержания воды W – в; значения предельной сорбционной способности α – г

Выводы. Экспериментально показано, что содержание метана в угольном пласте, наряду с другими факторами, в значительной мере определяется свойствами структуры угольного вещества угля, слагающего пласт. Спектроскопические методы исследования (ЯМР, ЭПР и др.), используемые нами, дают достаточно полную информацию о состоянии и свойствах угольного вещества и содержащегося в нём метана. Наличие такой достоверной информации является надежной основой для планирования специальных мероприятий, направленных на увеличение газо-

отдачи угольного пласта. Использование спектроскопических методов исследования, наряду с другими физическими методами исследования, будет полезным при изучении свойств и других коллекторов “нетрадиционного” метана. ЛИТЕРАТУРА 1. Айруни А. Т. Прогнозирование и предотвращение газодинамических явлений в угольных шахтах. – М.: Наука, 1987. – 310 с. 2. Алексеев А. Д. Физика угля и горных процессов: монография; Ин-т физики горных процессов НАН Украины. – К.: Наукова думка, 2010. – 423 с.

3. Алексеев А. Д., Завражин В. В., Меляков А. Д. и др. Аппроксимация экспериментальных спектров ЯМР 1Н углей//Физика и техника высоких давлений. – 2002. – Т. 12. – № 1. – С. 71–78. 4. Бурчак О. В. Парамагнітні властивості кам’яного вугілля як показники стану речовини//Геотехнічна механіка: Міжвід. зб. наук. праць/Ін-т геотехнічної механіки ім. М. С. Полякова НАН України. – Дніпропетровськ, 2010. – Вип. 88. – С. 40–45. 5. Галкин А. А., Кичигин Д. А. Исследование парамагнитного резонанса в каменных углях Донецкого бассейна//Химия и технология топлив и масел. – 1958. – № 7. – С. 8–14. 6. Каталог метаноносности и выбросоопасности основных угольных пластов Донецкого и Львовско-Волынского угольных бассейнов в границах действующих шахт/МУП СССР, МВССО УССР, ПО “Укруглегеология”, Донецкий политехнический институт/Под ред. А. М. Брижанева, Б. С. Панова. – Донецк, 1990. – 117 с. 7. Лукинов В. В., Гончаренко В. А., Бурчак А. В. Перспективы определения сорбционных свойств угля методом электронного парамагнитного резонанса//Уголь Украины. – 2001. – № 6. – С. 44–46. 8. Малышев Ю. Н., Трубецкой К. Н., Айруни А. Т. Фундаментально прикладные методы решения проблемы метана угольных пластов. – М.: Изд-во Академии горных наук, 2000. – 519 с. 9. Сластунов С. В. Заблаговременная дегазация и добыча метана из угольных месторождений. – М.: МГГУ, 1996. – 442 с. 10. Трубецкой К. Н., Стариков А. В., Гурьянов В. В. Добыча метана угольных пластов – перспективное направление комплексного освоения георесурсов угленосных отложений//Уголь. – 2001. – № 6. – С. 36–38. 11. Ульянова Е. В., Молчанов А. Н., Гринёв В. Г. и др. Возможности комплексного исследования структуры и метаноносности углей Донбасса//Горноспасательное дело: Сб. науч. трудов НИИГД “Респиратор”. – Донецк, 2013. – Вып. 50. – С. 34–43. 12. Эттингер И. П. Растворы метана в угольных пластах//Химия твердого топлива. – 1984. – № 4. – С. 32–34. 13. Ingram D. J. E., Tapley J. G., Jackson R. et al. Paramagnetic resonance in carbonaceous solids//Nature. – 1954. – Vol. 174. – № 4434. – P. 797–798. 14. Narkiewicz M. R., Mathews J. P. Visual Representation of Carbon Dioxide Adsorption in

a Low-Volatile Bituminous Coal Molecular Model//Energy and Fuels. – 2009. – Vol. 23. – Issue 10. – P. 5236–5246. 15. Pilawa B., Pusz S., Krzesińska M. et al. Application of electron paramagnetic resonance spectroscopy to examination of carbonized coal blends//International Journal of Coal Geology. – 2009. – Vol. 77. – Iss. 3–4. – P. 372–376. 16. Tambach T. J., Mathews J. P., van Bergen F. Molecular Exchange of CH4 and CO2 in Coal: Enhanced Coalbed Methane on a Nanoscale//Energy and Fuels. – 2009. – Vol. 23. – Issue 10. – P. 4845–4847. RЕFERENSES 1. Airuny A. T. Prediction and prevention of gas-dynamic phenomena in the coal mines. – Moskva: Nauka, 1987. – 310 p. (In Russian). 2. Alexeev A. D. Physics of Coal and Mining Processes: monograph; Institute for Physics of mining processes of NAS of Ukraine. – Kiev: Naukova dumka, 2010. – 423 p. (In Russian). 3. Alexeev A. D., Zavrazhin V. V., Melyakov A. D. et al. Approximation of the 1H NMR experimental spectra for coals//High Pressure Physics and Technics. – 2002. – Vol. 12. – № 1. – P. 71–78. (In Russian). 4. Burchak O.V. Paramagnetic properties of coal as indicators of the substance state//Geotechnical Mechanics: Mizhvid. J. of Collected Scienti�c Papers/MS Polyakov Institute of Geotechnical Mechanics under the NAS of Ukraine. – Dnepropetrovsk, 2010. – Vol. 88. – P. 40–45. (In Ukranian). 5. Galkin A. A., Kichigin D. A. The study of paramagnetic resonance in the Donets Basin coals//Chemistry and Technology of Fuels and oils. – 1958. – № 7. – P. 8–14. (In Russian). 6. Catalog of methane and methane outburst main coal seams of the Donetsk and Lvov-Volyn coal basins within the boundaries of existing mines/MUP USSR MHSSE USSR, PA “Ukruglegeologiya”, Donetsk Polytechnic Institute; Ed. A. M. Brizhaneva, B. S. Panova. – Donetsk, 1990. – 117 p. (In Russian). 7. Lukinov V. V., Goncharenko V. A., Burchak A. V. Prospects for determining the sorption properties of coal by electron paramagnetic resonance//Coal Ukraine. – 2001. – № 6. – P. 44– 46. (In Russian). 8. Malyshev Yu. N., Troubetzkoy K. N., Airuny A. T. Fundamental applied methods for solving problems of coalbed methane. – Moscow: Publishing House of the Academy of Mining Sciences, 2000. – 519 p. (In Russian).

9. Slastunov S. V. Advance degassing and extraction of methane from coal deposits. – Moskva: MGGU, 1996. – 442 p. (In Russian). 10. Troubetzkoy K. N., Starikov A. V., Gur’yanov V. V. Mining of coal bed methane – a promising direction georesources integrated development of coal-bearing deposits//Ugol. – 2001. – № 6. – P. 36–38. (In Russian). 11. Ulyanova E. V., Molchanov A. N., Griniov V. G. et al. Opportunities comprehensive study of the structure and methane Donbass coal//Hornospasat. delo: Sat. scienti�c. works NIIGD “Respirator”. – Donetsk, 2013. – Iss. 50. – P. 34–43. (In Russian). 12. Ettinger I. P. Solutions of coalbed methane//Solid fuel chemistry. – 1984. – № 4. – P. 32– 34. (In Russian). 13. Ingram D. J. E., Tapley J. G., Jackson R. et al. Paramagnetic resonance in carbonaceous

solids//Nature. – 1954. – Vol. 174. – № 4434. – P. 797–798. 14. Narkiewicz M. R., Mathews J. P. Visual Representation of Carbon Dioxide Adsorption in a Low-Volatile Bituminous Coal Molecular Model. Energy and Fuels. – 2009. – Vol. 23. – Issue 10. – P. 5236–5246. 15. Pilawa B., Pusz S., Krzesińska M. et al. Application of electron paramagnetic resonance spectroscopy to examination of carbonized coal blends//International Journal of Coal Geology. – 2009. – Vol. 77. – Iss. 3–4. – P. 372–376. 16. Tambach T. J., Mathews J. P., van Bergen F. Molecular Exchange of CH4 and CO2 in Coal: Enhanced Coalbed Methane on a Nanoscale//Energy and Fuels. – 2009. – Vol. 23. – Issue 10. – P. 4845–4847.

Р у к о п и с о т р и м а н о 17.11.2014.

Т. А. Василенко, В. Г. Гріньов, О. М. Молчанов, Д. О. Пономаренко, Інститут фізики гірничих процесів НАН України (ІФГП НАН України), molchanov@nas.gov.ua ВПЛИВ ГІРНИЧО-ГЕОЛОГІЧНИХ І СТРУКТУРНИХ ФАКТОРІВ НА ВМІСТ МЕТАНУ У ВУГІЛЬНИХ ПЛАСТАХ Описано особливості вугільного метану. Експериментально показано на прикладі деяких вуглів різного ступеня метаноносності, що метаноносність вугільних пластів значною мірою пов’язана зі структурними параметрами, котрі характеризують властивості вугільної речовини. Ключові слова: викопне вугілля, метан вугільних пластів, ЯМР, ЕПР, мікроструктура вугілля.

T. A. Vasilenko, V. G. Grinev, A. N. Molchanov, D. A. Ponomarenko, Institute for Physics of Mining Processes of the NАS of Ukraine, R. Luxembourg str. 72, Donetsk 83114, Ukraine INFLUENCE OF GEOLOGICAL AND STRUCTURAL FACTORS ON THE CONTENT OF METHANE IN COAL SEAMS Peculiarities of coalbed methane are described. It is known that natural gas in the bowels of the earth is localized either in traditional �elds (gas trap), or “non-traditional”, which include gas hydrates, gas deep horizons, low-permeability reservoirs, shale gas and coal seams gas. Ton of coal according to various estimates can contain up to 1300 cubic meters of methane, with the average gas content of coal in the reservoir is about 30–40 cubic meters of methane per ton of coal mined. The increased interest in “non-traditional” sources of gas is dictated by the need to improve the country’s fuel balance. Objective of this study was to determine the patterns of changes in the microstructure and magnetic properties, including porosity and mass transfer processes, coal varying degrees of metamorphism affecting the intensity of the gas recovery gas-bearing coal seams. To examine the quantity and phase state of methane in coal, as well as the process of methane desorption, method NMR 1H was used. Important results on the sorption capacity of coal obtained using ESR spectroscopy. Determination of the total surface area was performed multipoint BET method. It is experimentally shown by the example of several coal varying degrees of methane that coalbed methane is largely related to the structural parameters characterizing the properties of coal. It was shown that the methane content in the coal, along with other factors, is largely determined by the structure of the carbon material properties of coal making up the formation. Keywords: fossil coal, coalbed methane, NMR, ESR, microstructure of coal.

УДК 550.8:550.83:550.832:550.834

О. В. Чепіжко, д-р геол. наук, професор, avchep@i.ua, В. М. Кадурін, канд. геол.-мінерал. наук, доцент, vl.kadurin@gmail.com, А. І. Самсонов, провідний науковий співробітник, samsan2010@yandex.ua, кафедра загальної та морської геології (Одеський національний університет імені І. І. Мечникова)

ПРО НЕОБХІДНІСТЬ ОРГАНІЗАЦІЇ ВИДОБУТКУ ВУГЛЕВОДНЕВОЇ СИРОВИНИ В ПІВДЕННО-ЗАХІДНІЙ ЧАСТИНІ ОДЕСЬКОЇ ОБЛАСТІ Регіони України, зокрема Українське Причорномор’я, мають низку родовищ з вельми великими запасами вуглеводневої сировини, які доступні для освоєння в досить стислі терміни й прийнятні в плані можливих витрат та економічної ефективності. До таких ділянок перспективної території Одеського регіону належить область південно-західного схилу Східноєвропейської платформи, котра характеризується зменшенням стратиграфічного діапазону осадових відкладів, але в той же час товщина осадової товщі становить 4,5–8 км. Серед геологічних визначальних передумов зарахування окремих районів Одеської області до високоперспективних для пошуків середніх і великих за запасами родовищ нафти й газу розглядають наявність потужної товщі осадових утворень, сприятливе поєднання в геологічному розрізі порід різного літологічного складу, а також продукуючих, акумулюючих та екрануючих комплексів і виявлення промислової нафтоносності девонських відкладів. Позитивну оцінку середньодевонсько-пермському комплексу дано, виходячи з наявності в ньому антиклінальних структур, сприятливих для скупчення нафти й газу, наявності колекторів, представлених потужними теригенною й карбонатангідрит доломітовою товщами й перекритих непроникною глинисто-аргілітовою покришкою, а також гідрохімічних властивостей вод, що характеризують ускладнений водообмін, і нарешті, прямих ознак нафти, виявлених під час буріння й випробування на Тузлівській, Саратській та Східносаратській площах. Ключові слова: Одеський регіон, родовища нафти й газу, Придобрудзький прогин, осадовий чохол, нафтова свердловина.

Перманентні кризові процеси в розвитку вітчизняної енергетики, що зумовлюються дефіцитом паливно-енергетичних ресурсів, невиправдано великими витратами на імпорт енергоресурсів і зростаючою залежністю від зовнішньополітичних та економічних впливів, надзвичайно негативно відображаються на стан економіки держави. Приріст запасів вуглеводнів є нагальним завданням сучасної геологічної галузі, про що наголошується в Загальнодержавній програмі розвитку мінерально-

сировинної бази України та Енергетичній стратегії розвитку України. Можливість досягнення цієї мети розглядається за двома напрямами. Перший напрям − розробка нових родовищ вуглеводнів (як традиційних, так і нетрадиційних), другий − уточнення геологічної будови родовищ, що розвідані й розробляються, оскільки це дає можливість ефективніше їх використовувати. Кожен з напрямів потребує підвищення точності дослідження та аналізу наявних даних.

ISSN 1682-3591. Збірник наукових праць УкрДГРІ. № 1/2015

Виходячи з енергетичних проблем виняткової критичності й нестійкої умови забезпечення енергетичної безпеки в регіонах України, ця робота має на меті вивчити можливості прискореного використання нафтових і газових ресурсів у південно-західній частині Одеської області та оцінити перспективи промислового видобутку наявних запасів нафти й газу в зазначеному регіоні. У цьому плані сформульовані такі завдання: – проаналізувати стан вивченості й потенційні ресурси вуглеводнів у надрах у південно-західній частині Одеської області України; – оцінити запаси реального ресурсного потенціалу родовищ вуглеводневої сировини в південно-західній частині Одеської області; – дати оцінку перспектив ефективного освоєння запасів ресурсного потенціалу родовищ вуглеводневої сировини в досліджуваному регіоні. Привертають особливу увагу такі два важливі аспекти розглянутої проблеми: – перший – це необхідність урахування чинника зменшення часу на втілення в життя проектів (варіантів), який в умовах загострення енергетичних загроз для України набуває характеру важливого стратегічного ресурсу; – другий – необхідність запобіжних і ліквідаційних (нейтралізаційних) дій під час вирішення кризових енергетичних проблем. Серед резервів підвищення ресурсноенергетичної безпеки України та зменшення фінансово-економічного навантаження на бюджет держави, пов’язаного із закупівлями газу й нафти в Росії та інших країнах, варто розглядати прискорене залучення до господарського сегмента внутрішніх резервів, зокрема власних ресурсів: нафти й газу, вугілля, сланцю та ін., освоєння нетрадиційних (альтернативних) джерел енергії, а також всебічну економію енергоресурсів і підвищення енергоефективності вітчизняної економіки [1, 2, 4, 8].

Південний нафтогазоносний регіон України охоплює Західне та Північне Причорномор’я, Північне Приазов’я, Крим, українські зони Чорного й Азовського морів. Адміністративно він залучає Одеську, Миколаївську, Херсонську, Запорізьку й частково Донецьку області та Автономну Республіку Крим. У Південному регіоні реалізовано лише 4,4 % початкових сумарних ресурсів, що загалом становлять 2 619,6 млн т вуглеводнів, з яких газу – 2 208,0 млрд м3 й нафти – 411,6 млн т з конденсатом. Потенціал цього регіону для приросту запасів вуглеводнів є найперспективнішим в Україні [2, 4–7, 9, 11]. У Північному Причорномор’ї під час проведення буріння починаючи з 1946 р. були виявлені численні прояви природного газу. У 1946–1954 рр. пошуком нафти й газу займалося чимало організацій. Завдяки цим дослідженням були отримані результати щодо глибинної будови Дністровсько-Прутського межиріччя. Але пошуки вуглеводнів не увінчалися бажаними результатами, тому в 1954 р. вони були припинені. Хронологія вивчення нафтогазоносності Причорномор’я включає відкриття в 1957 р. Валенського нафтового родовища в закруті річки Прут, у відкладах середнього сармату, на глибині 450–500 м. Пізніше було виявлення в 1963–1965 рр. невеликих газових родовищ − Вікторівського й Єнікійського – у сарматських відкладах в інтервалі глибин 400–500 м у районі сіл Баймаклія − Готешть (Молдавія). Визначною подією стало відкриття в 1972 р. Східносаратського нафтового родовища у відкладах середнього й верхнього девону (в інтервалі глибин 2 600–3 300 м, видобувні запаси 4,58 млн т нафти і 0,137 млрд м3 газу). Пізніше, в 1983–1989 рр., − відкриття Жовтоярського нафтогазового родовища (інтервал 3 100–3 900 м, видобувні запаси 0,84 млн т нафти) та визначення нафтопроявів у низці інших структур: Білоліській, Вишневій, Сариярській, Ярославській. Обидва родовища та зазначені вище структури входять до Білоліського блока (виступу) Тузлівського грабена. Цей блок вважається одним з найперспективніших

об’єктів у Придобрудзькому палеозойському прогині. Усього виявлено 18 невеликих локальних структур із загальною перспективною площею 274 км2, амплітуда складок від 50 до 600 м [3, 9–11]. Південно-західна частина території Одеського регіону належить до Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної області. Вона залучає до себе значну кількість тектонічних структур різного порядку й походження. Незважаючи на те, що в Одеському регіоні виконувалися геофізичні дослідження (граві-, магніторозвідка, електророзвідка, сейсморозвідка – комплексним методом заломлених хвиль (КМЗХ) і методом відбитих хвиль (МВХ), буріння параметричних, структурно-пошукових і розвідувальних свердловин у різних структурно-тектонічних зонах, ба-

гато питань глибинної тектоніки й нафтогазоносності регіону все ще потребують вивчення. Це пояснюється складністю геологічної будови Одеського регіону, у межах якого стикуються тектонічні структури вищого порядку: Східноєвропейська платформа (СЄП) на архейсько-середньопротерозойському кристалічному фундаменті й Скіфська плита (СП) на герцинсько-ранньокімерійському складчастому фундаменті (рисунок). Кордон між цими структурами проходить по структурній розломній зоні – тектонічному крайовому шву, який характеризується на окремих ділянках різним ступенем проникнення диз’юнктивних порушень в осадовому чохлі та утворенням флексур [3, 8, 10]. У межах древньої платформи вирізняються Придобрудзький палеозойський

Рисунок. Оглядова карта геологічної будови Північного Причорномор’я, масштаб 1:200 000 (А. І. Самсонов, С. Л. Левашов та інші [10]) 58

прогин і накладена на нього Молдавська юрська западина. У східній частині південно-західного схилу СЄП проявляється зона синклінального характеру – Нижньодністровська депресія – з тенденцією занурення фундаменту вбік акваторії Чорного моря [10, 11]. Великою структурою складчастого фундаменту СП у межах західної частини розглянутої території є Прутський виступ субмеридіонального простягання, який являє собою продовження на північ складчастої зони Мечин Північної Добруджі (Румунія). Крайовий шов зчленування СП і СЄП (Георгіївський розлом) тут проходить по південно-східному краю Прутського виступу й далі, на схід, по території Сулинського гирла в дельті р. Дунаю до Одеського глибинного розлому. Область Придобрудзького палеозойського прогину характеризується найбільшими значеннями потужностей осадових відкладів. У західній частині прогину розріз осадового чохла найповніший і глибини залягання поверхні кристалічного фундаменту становлять понад 7 000 м. У східній частині прогину фундамент занурений на глибини 5 000–6 000 м і виповнений в основному вендськими, силурійськими, девонськими, кам’яновугільними, пермськими та тріасовими породами. Товщина кожного з цих комплексів коливається від кількох сотень до 2 000–3 000 м. Осадовий чохол в Придобрудзькому палеозойському прогині інтенсивно й складнодислокований. Кути падіння порід на окремих ділянках у прирозломних

зонах досягають величини 70° і більше, причому найбільші кути падіння відзначаються в палеозойських відкладах на південному борту прогину. На контактах між окремими осадовими комплексами відзначаються кутові стратиграфічні та ерозійні незгідності. Вони зумовлюють істотну невідповідність структурних планів. Будову локальних піднять у палеозойському комплексі здебільшого не вивчено. Структури в юрських відкладах мають типовий платформний характер. В Алуатському грабені найбільші позначки глибин поверхні кристалічного фундаменту – 8 км, у Тузлівському грабені – 5–6 км, а в межах Оріхівсько-Суворовського горсту – 3–4 км. Це єдина зона в Придобрудзькому палеозойському прогині, де кристалічний фундамент розкритий свердловинами (Оріхівська-3 і Суворовська-4). Відомий на сьогодні стратиграфічний діапазон нафтогазоносності в регіоні залучає до себе комплекс неогенових порід (сарматський) і палеозою (верхній і середній девон). Пошуковий інтерес становлять кембрійські, силурійські, нижньодевонські, перм-тріасові, юрські; проблематичними є неоген-палеогенові й нижньокрейдові відклади. Найповніша інформація щодо геологічного розрізу осадової товщі в Одеському регіоні отримана в результаті буріння свердловин, розміщених у різних структурно-тектонічних зонах (таблиця). У регіоні було пробурено загалом 123 структурно-пошукових, розвідувальних і глибоких параметричних свердловин [1, 3, 10].

Таблиця. Глибокі свердловини в Одеському регіоні №

Назва свердловини

Глибина сверд., м

№

Назва свердловини

Глибина сверд., м

Мирненська

1 630

Татарбунарська-1

3 950

Плахтіївська

1 701

Фурманівська-1

5 506

Червоноармійська

3 050

Cуворовська-4

3 433

Оріхівська-3

2 920

Саратська-6

4 885

Старотроянівська-8

5 505

Балабанівська-1

4 900

Тузлівська-2М

4 515

Лиманська-1

4 700

Геологічними визначальними передумовами зарахування окремих районів Одеської області до високоперспективних для пошуків середніх і великих за запасами родовищ нафти й газу варто вважати такі: – наявність потужної (до 8 км) товщі осадових утворень; – сприятливе поєднання в геологічному розрізі порід різного літологічного складу, а також продукуючих, акумулюючих та екрануючих комплексів; – визначення промислової нафтоносності девонських відкладів; – прямі ознаки газоносності в товщі вулканогенно-осадових утворень пермотріасу (район с. Татарбунари) й нафтоносності силурійських карбонатних порід; присутність у розрізі юри й силуру біогермів (село Петрівка); – широкий розвиток в осадовій товщі локальних структур і пасток нафти й газу зонального типу (літолого-стратиграфічних і тектонічно екранованих); – позитивний прогноз нафтогазоносності, отриманий на низці пошукових площ за допомогою дистанційних методів геофізичної розвідки (електророзвідки, методів імпульсного становлення електричного поля (СКІП) і вертикального електрорезонансного зондування (ВЕРЗ). В Одеському регіоні існує понад 50 локальних структур у різних структурних поверхах осадової товщі. Проблема пошуків тут покладів нафти й газу залишається на сьогодні актуальною та пріоритетною, бо ця територія як частина національного економічного простору за географічним положенням (вихід до моря) є суб’єктом стратегічного значення в Україні. Сьогодні проблема енергозабезпечення власними вуглеводневими ресурсами постає особливо гостро й потребує невідкладного вирішення. У цьому зв’язку в Одеському регіоні пропонується спосіб вирішення цієї проблеми, оскільки є вагомі геологічні передумови й потенційні можливості відкриття тут промислових за запасами родовищ вуглеводнів. 60

Нині в розробці на вуглеводні в Одеському регіоні перебувають три ліцензійні площі. Дві з них – Білоліський блок та Алібейсько-Трапівська площа – належать концерну “Укрнафтаінвест” і одна – Успенівська – належить канадській компанії “Білмар”. Роботи ведуться вкрай повільно, істотних результатів поки не отримано. Жодне з виявлених родовищ нафти до кінця не розвідане й не експлуатується через: – низькі параметри фізики пласта й різку мінливість колекторських властивостей нафтовмісних порід у покладах; – низьку якість нафти, оскільки нафта важка зі збільшеним умістом смол і парафіну та густа, в’язка з низьким проявом газового чинника; – складну технологію розробки нафтових пластів і родовищ загалом. На такому етапі досліджень перспективи нафтогазоносності й напрями пошуково-розвідувальних і науково-дослідних робіт у Північно-Західному Причорномор’ї варто пов’язувати із середньодевонсько-пермським і середньоюрсько-ранньокрейдовим структурно-формаційними комплексами, розвиненими в південній частині регіону (в Саратсько-Тузлівському та Алуатському грабенах). Позитивна оцінка середньодевонсько-пермського комплексу дана, виходячи з наявності в нім антиклінальних структур, сприятливих для скупчення нафти й газу, наявності колекторів, представлених потужними теригенною й карбонат-ангідрит доломітовою товщами та перекритих непроникною глинисто-аргілітовою покришкою, а також гідрохімічних властивостей вод, що характеризують ускладнений водообмін, і нарешті, прямих ознак нафти, виявлених під час буріння й випробування на Тузлівській, Саратській та Східносаратській площах. Для визначення контуру нафтогазоносності прогнозного родовища пропонуємо провести одночасно з детальними сейсморозвідувальними електророзвідувальні роботи методом електрофізичного прогнозу нафтогазоносності (ЕПНГ). Для швидшого відкриття цього родовища

потрібно буріння параметричної свердловини завглибшки 3 000 м, що дасть можливість вивчити весь геологічний розріз відкладів, виявити їх колекторські властивості, нафтогазоносність відкладів та реально оцінити запаси вуглеводнів. Висновки й пропозиції 1. Територія Одеського регіону перспективна щодо нафтогазоносності, але недостатньо вивчена. 2. У межах Придобрудзького прогину відкриті невеликі за запасами нафтові родовища, пов’язані з відкладами девону. 3. Необхідність проведення робіт щодо пошуків, розвідки та видобутку родовищ вуглеводнів набуває першочергового значення для економічного розвитку Одеської області України. 4. Для підвищення геологічної ефективності пошуків і розвідки родовищ нафти й газу в регіоні варто значно збільшити обсяги геологорозвідувальних робіт. 5. Включити до програми держзамовлення й виконати сейсморозвідувальні роботи методом системної загальної глибинної точки (СЗГТ) на найперспективніших пошукових площах регіону для виявлення й підготовки структур до глибокого розвідувального буріння на нафту й газ. 6. У всіх випадках на перспективних локальних об’єктах у регіоні для прямого дистанційного прогнозу їх нафтогазоносності проводити прогнозно-оцінювальні дослідження методами геоелектрики – СКІП і ВЕРЗ з попередньою оцінкою структур за матеріалами резонансної інтерпретації супутникових даних дистанційного зондування Землі (ДЗЗ). ЛІТЕРАТУРА 1. Витвицький Я. С., Іванченко І. М. Економічні проблеми використання ресурсного потенціалу нафтовидобування в Україні//Економіка природокористування і охорони довкілля. – Київ, 2012. – С. 21–29. 2. Гладун В. Д., Максимчук П. В. Стан ресурсної бази і перспективи розвитку геологорозвідувальних робіт на газ і нафту підприємствами HAK “Нафтогаз України”//Геолог України. – 2003. – № 1. – С. 19–22.

3. Григорчук К. Г., Гнідець В. П. Циклічність відкладів середнього-верхнього девону Придобрудзького прогину та формування нафтогазоносних горизонтів: Праці наукового товариства ім. Шевченка//Геол. збірник. – Львів, 2007. – Т. 19. – С. 109–117. 4. Євдощук М. І. Стан та перспективи формування ресурсної бази нафтогазовидобутку в Україні//Коллега. – 2011. – № 1. – С. 14–18. 5. Закон України “Про затвердження Загальнодержавної програми розвитку мінерально-сировинної бази України на період до 2030 року” № 3268-VI від 21 квітня 2011 року (Електронний ресурс). − Режим доступу: http:// zakon2.rada.gov.ua/laws/show/3268-7. 6. Лукін О. B. Вуглеводневий потенціал надр України та основні напрямки його освоєння//Вісник НАН України. – 2008. – № 4. – С. 56–67. 7. Марьенко Ю. И. Газонефтеносность карбонатных пород. – М.: Недра, 1978. – 240 c. 8. Нафта і газ України/Голов. ред. М. П. Ковалко. – К.: Наукова думка, 1997. – 363 с. 9. Офіційний сайт. Державна служба геології та надр України (Електронний ресурс) − Режим доступу: http://www.geo.gov.ua/palivnoenergetichna-sirovina.html 10. Самсонов А. И., Левашов С. Л., Якимчук Н. А. и др. О геологических и геофизических предпосылках наличия крупных и средних месторождений углеводородов на территории Одесской области//Докл. HAH Украины. – Сер. Б. – 2002. – № 11. – С. 124–130. 11. Трофименко Г. Л., Герасимов М. Е. Перспективы нефтегазоносности сульфатнокарбонатной толщи девона-карбона Преддобруджинского прогиба//Геол. журнал. – 1991. – № 5. – С. 37–43. REFERENCES 1. Vitvitskiy Ya. S., Ivanchenko I. M. Economic problems of resource potential petroleum in Ukraine//Environmental Economics and Environmental Protection. – Kyiv, 2012. – P. 21–29. (Іn Ukrainian). 2. Gladun V. D., Maksimchuk P. V. State of the resource base and prospects of development of exploration for oil and gas companies NAC “Naftogaz of Ukraine”//Geologist Ukraine. – 2003. – № 1. – P. 19–22. (Іn Ukrainian). 3. Grigorchuk К. G., Gnidec V. P. Cyclical deposits of middle-upper Devonian Prydobrudzkoho de�ection and formation of oil and gas horizons: Proceedings of the Scienti�c Society of Shevchenka//Geol. collection. – Lviv, 2007. – Vol. 19. – Р. 109–117. (Іn Ukrainian).

4. Yevdoshchuk М. І. Status and prospects of forming the resource base of oil and gas in Ukraine//Сolleague. – 2011. – № 1. – Р. 14–18. (Іn Ukrainian). 5. Law of Ukraine “On Approval of the National Program of the mineral resource base in Ukraine until 2030” № 3268-VI on April 21, 2011 (Electronic resource). – Access: http://zakon2. rada.gov.ua/laws/show/3268-7. (Іn Ukrainian). 6. Lukin О. V. The hydrocarbon potential of mineral resources of Ukraine and main directions of its developmen//Bulletin of the NAS of Ukraine. – 2008. – № 4. – Р. 56–67. (Іn Ukrainian). 7. Маrenkо J. I. Oil and gas potential of carbonate rocks. – Moskva: Nedra, 1978. – 240 р. (In Russian). 8. Oil and Gas Ukraine/Сhief Editor М. P. Коvаlkо. – Кyiv: Naukova dumka, 1997. – 363 р. (In Ukrainian).

9. The of�cial site of the National Service of Geology and Mineral Resources of Ukraine (Electronic resource). – Access: http://www.geo.gov. ua/palivno-energetichna-sirovina.html. (In Ukrainian). 10. Samsonov A. I., Lеvаshоv S. L., Yakimchuk N. А. et al. On the geological and geophysical assumptions presence of large and medium-sized hydrocarbon �elds in the Odessa region//Reports of the NAS of Ukraine. – В. – 2002. – № 11. – Р. 124–130. (In Russian). 11. Tro�menko G. L., Gerasimov М. Е. Petroleum potential of sulfate-carbonate strata of Devonian-Carboniferous trough Preddobrudzhinskogo//Geol. magazine. – 1991. – № 5. – Р. 37–43. (In Russian).

Р у к о п и с о т р и м а н о 15.12.2014.

А. В. Чепижко, avchep@i.ua, В. Н. Кадурин, vl.kadurin@gmail.com, А. И. Самсонов, samsan2010@yandex.ua, кафедра общей и морской геологии (Одесского национального университета имени И. И. Мечникова) О НЕОБХОДИМОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ОДЕССКОЙ ОБЛАСТИ Регионы Украины, в том числе Украинское Причерноморье, имеют целый ряд месторождений с достаточно большими запасами углеводородного сырья, которые доступны для освоения в очень сжатые сроки и приемлемые в плане возможных затрат и экономической эффективности. К таким участкам перспективной территории Одесского региона относится область юго-западного склона Восточно-Европейской платформы, которая характеризуется сокращением стратиграфического диапазона осадочных отложений, но в то же время толщина осадочной толщи равна 4,5–8 км. В числе геологических определяющих предпосылок отнесения отдельных районов Одесской области к высокоперспективным для поисков средних и крупных по запасам месторождений нефти и газа рассматриваются наличие мощной толщи осадочных образований, благоприятное сочетание в геологическом разрезе пород различного литологического состава, а также продуцирующих, аккумулирующих и экранирующих комплексов и установление промышленной нефтеносности девонских отложений. Положительная оценка среднедевонскопермского комплекса дана, исходя из присутствия в нем антиклинальных структур, благоприятных для скопления нефти и газа, наличия коллекторов, представленных мощной терригенной и карбонат-ангидрит доломитовой толщами и перекрытых непроницаемой глинисто-аргиллитовой покрышкой, а также гидрохимических свойств вод, характеризующих затрудненный водообмен, и наконец, прямых признаков нефти, выявленных при бурении и испытаниях на Тузловской, Саратской и Восточно-Саратской площадях. Ключевые слова: Одесский регион, месторождения нефти и газа, Придобруджский прогиб, осадочный чехол, нефтяная скважина.

O. V. Chepizhko, avchep@i.ua, V. M. Kadurin, vl.kadurin@gmail.com, A. I. Samsonov, samsan2010@yandex.ua, Departament General and Marine Geology, Odesa I. I. Mechnikov National University ABOUT THE NEED TO ORGANIZE PRODUCTION OF HYDROCARBONS IN THE SOUTH-WESTERN PART OF THE ODESSA REGION Regions of Ukraine, including the Ukrainian Black Sea, have a number of �elds with suf�ciently large reserves of hydrocarbons that are available for development in a relatively short time and acceptable in terms of the likely costs and cost-effectiveness. The aim of the study is to establish the characteristics of raw hydrocarbon deposits forming the southwest part of the Odesa-region of Ukraine and determine the prospects of their acquisition. Objectives: 1. Analysis of geological and structural position of the Northern Black Sea region; 2. Evaluation of these data on proven reserves of oil and gas in the Odesa-region, Ukraine. Currently known stratigraphic range of oil and gas in the region include complex Neogene rocks (Sarmatian) and Paleozoic (Upper and Middle Devonian). The most complete information about the geological context of the sedimentary strata in the Odesa-region obtained from the drilling of deep wells located in different structural-tectonic zones. Preferential development of hydrocarbon deposits in selected areas in the southwestern part of the Odesa-region due to the relatively low cost and short time (2 years) compared with other areas to ensure their own energy industrial-economic complex of Ukraine. Positive assessment of Middle-Permian complex is given, based on the presence in it of anticlinal structures favorable for the accumulation of oil and gas, the presence of collectors presented a powerful terrigenous and carbonate-anhydrite dolomite strata overlain by impermeable clay and-tire argilitovoy and hydrochemical properties of water characterizing hindered water exchange and, �nally, direct signs of oil discovered during drilling and testing on Tuzlovskoy, Saratsky and East Saratsky areas. Keywords: Odesa-region, �eld oil and gas, Prydobrudzkyy basin, sedimentary cover, oil well.

УДК 622.411.332.004.8:620.92.002.5

О. В. Вітушко, д-р техн. наук, головний інженер ТОВ “Шахтостроймонтаж”, шахта Вільхова-Західна, vitushkoo@gmail.com, Є. В. Семененко, д-р техн. наук, старший науковий співробітник, завідувач відділу проблем шахтних енергетичних комплексів, igtmnanu@yandex.ru, І. Л. Дякун, молодший науковий співробітник, dyakun@ukr.net (Інститут геотехнічної механіки ім. М. С. Полякова НАН України)

УТИЛІЗАЦІЯ ШАХТНОГО МЕТАНУ НА ВУГІЛЬНИХ ПІДПРИЄМСТВАХ КОГЕНЕРАЦІЙНИМИ ЕНЕРГОКОМПЛЕКСАМИ Показана перспективність створення шахтних когенераційних енергокомплексів, що забезпечують утилізацію шахтного метану з одночасним виробленням теплової та електричної енергій зі співвідношенням приблизно 1:1 і коефіцієнтом корисної дії в разі повного завантаження до 86 % на базі газопоршневих установок. Доведено, що економічні та екологічні показники роботи шахтних когенераційних енергокомплексів можуть бути істотно поліпшені завдяки використанню енергозберігаючих технологій, що забезпечують вироблення власної дешевої електроенергії способом утилізації збіднених метаноповітряних сумішей у шахтних енергокомплексах. Ключові слова: шахтний метан, енергокомплекс, газопоршнева когенерація, метаноповітряна суміш, вугілля.

Найперспективнішими енергетичними об’єктами для утилізації шахтного метану є шахтні енергокомплекси, які реалізують принципи когенерації [1]. Їх реалізація можлива на базі вуглевидобувних підприємств з промисловими запасами шахтного метану і наявністю високоефективного когенераційного енергетичного обладнання для утилізації шахтного метану способом вироблення теплової та електричної енергії з їх співвідношенням приблизно 1:1 і коефіцієнтом корисної дії в разі повного завантаження до 86 % [2]. Таким обладнанням є енергетичні модулі на базі газопоршневого обладнання, що забезпечує реалізацію газопоршневої когенерації [3]. Ресурси шахтного метану в Україні оцінюються у 12 трлн м3. Щорічно в процесі добування вугілля виділяється понад

2 млрд м3 метану, 13 % якого витягується дегазаційними системами, а 87 % скидається в атмосферу через вентиляційні системи шахт. В Україні утилізується приблизно 80 млн м3 метану, що витягається з шахт дегазаційними системами, або приблизно 4 %. Метан спалюється в шахтних котельнях для отримання тепла, електрична енергія при цьому не виробляється. Водночас з шахтного метану, котрий викидається в атмосферу, Україна могла б отримати додатково близько 9 млрд кВт на рік дешевої електроенергії і близько 9 млн Гкал на рік теплової енергії. Наприклад, вугільні шахти під час утилізації метану, який видобувається із систем дегазації обсягом 176,9 млн м3 на рік, могли б задовольнити свої потреби щодо електроенергії на 60 %, а щодо тепла – на 77 %. Якщо врахувати, що при реконструкції

ISSN 1682-3591. Збірник наукових праць УкрДГРІ. № 1/2015

дегазаційних ставів і вакуум-насосних станцій можливо підвищити дебіт метану на 30–50 %, стане ясно, що вищезгадані вугільні шахти могли б повністю задовольнити свої потреби щодо тепла та електроенергії лише завдяки створенню шахтних енергокомплексів на основі газопоршневої когенерації. Утилізація вугільного метану в шахтних енергокомплексах має велике екологічне значення. Метан є другим за дієвістю антропогенним парниковим газом після двоокису вуглецю. Тому що потенціал глобального потепління метану у 21 раз більше, ніж у СО2, та виділення метану в атмосферу відбувається у великих обсягах по всьому світу, метан являє собою важливу частину проблеми парникових газів. Щорічні викиди метану в атмосферу на шахтах з навантаженнями 1 млн т вугілля на рік сягають 20–50 млн м3. Утилізація метану забезпечує поліпшення екологічної безпеки, зокрема створення безпечних по газовому чиннику умов для видобутку вугілля, зниження забруднення навколишнього середовища завдяки зменшенню викидів в атмосферу метану, а також зменшення шкідливих викидів в атмосферу від шахтних котелень у разі їх переведення на спалювання метану замість вугільного палива. При цьому істотно зменшуються викиди в атмосферу окислів азоту NOX, оксидів сірки SO2, окису вуглецю СО та пилу, які є основними шкідливими речовинами, що утворюються під час спалювання вугілля в шахтних котельнях. Окрім того, при цьому спостерігається непрямий екологічний ефект, який полягає в зменшенні кількості спалюваного вугілля на ДРЕС, а отже і шкідливих викидів в атмосферу при заміщенні частини електричної енергії з енергосистеми власною електроенергією, що виробляється під час спалювання метану. На цей час усі видані на поверхню метаноповітряні суміші (МПС) зводяться в єдину систему з середньою концентрацією близько 17 %, з подальшим збагаченням метаном від поверхневих дегазаційних свердловин або магістрального газопроводу до необхідної концентрації. МПС

із концентрацією менше 2,5 % більшість вуглевидобувних підприємств Центрального Донбасу не утилізують, викидаючи в атмосферу, через недостатню концентрацію МПС. Збагачення шахтного метану на основі фізичних і термодинамічних ефектів є, безумовно, досить актуальним, проте існуючі способи збагачення метану, такі як абсорбційний, мембранний, газогідратний та ін. [7, 8] не підходять для цих цілей, через те що їх застосування потребує стиснення МПС принаймні до 1 МПа, що недопустимо за умовами вибухонебезпечності МПС у вказаному діапазоні концентрації метану, від 2,5 до 25 % за вимогами правил безпеки. Ідею технології, яка дає можливість утилізувати МПС різної концентрації в енергетичних модулях на основі газопоршневої когенерації, запропонував лауреат Державної премії України в галузі науки і техніки, завідувач відділу проблем шахтних енергетичних комплексів ІГТМ НАН України, канд. техн. наук І. Ф. Чемерис [1–6, 9]. Подальший розвиток цієї технології потребує обґрунтування раціональних параметрів та оцінки величин концентрацій і витрат МПС в енергетичних комплексах. Утилізація шахтного метану на енергетичних об’єктах може бути здійснена використанням повітряного дуття частин шахтного вентиляційного струменя, збагаченого МПС до припустимої концентрації метану k1 ≤ 0,025. При газопоршневій когенерації інша частина МПС, збагачена за необхідності природним газом до мінімальної концентрації метану k2 ≥ 0,3, подається як основне паливо (рисунок). При паротурбінній когенерації по каналу основного палива може подаватися як низькосортне вугілля, так і шахтний метан. За відсутності вентиляційного струменя по каналу повітряного дуття подається атмосферне повітря, збагачене шахтним метаном до припустимої концентрації. Атмосферне повітря Qп надходить до газоприготувальної станції ГПС-1, на

другий вхід якої від вакуум-насосної станції подається частина МПС Qмпс1 з концентрацією метану k3. На виході ГПС-1 формується МПС з витратою Q1 і гранично допустимою концентрацією метану k1 ≤ 0,025, яка використовується як повітряне дуття енергетичного об’єкта. Частина метаноповітряного струменя від вакуум-насосної станції Qмпс2 з концентрацією метану k4 надходить до газоприготувальної станції ГПС-2, на другий вхід якої подається природний газ з витратою Qпг і концентрацією k5 для збагачення подається як основне паливо МПС з витратою Q2 до мінімальної концентрації k2 ≥ 0,3. При цьому потужність на виході енергетичного об’єкта буде складатися з потужності, що утворюється за допомогою повітряного дуття, і потужності, що утворюється по каналу основного палива [4–6, 9]:

– нижча теплота згоряння газоподібного палива; та ін. – теплота згоряння окремих складових, що входять до складу газоподібного палива. Теоретичний об’єм повітря, потрібного для спалювання метану в енергетичному об’єкті, визначається як

(1)

де α – коефіцієнт надлишку повітря. Величина α для газопоршневого устаткування є відношення фактично поданого повітря для спалювання палива до кількості повітря, необхідного для стехіометричної суміші. Вирішальне значення для вибору α мають як оптимальне значення питомої витрати палива, так і зростаюча зі збільшенням α детонаційна стійкість і менше теплове навантаження на двигун порівняно з експлуатацією

(2) де Q1 і k1 – об’єм і концентрація метаноповітряної суміші по каналу повітряного дуття; Q2 і k2 – об’єм і концентрація метаноповітряної суміші з каналу основного палива; – ККД енергетичного об’єкта;

(3) де – питома об’ємна витрата повітря для спалювання газоподібного палива. Обсяги МПС, які подаються в енергетичний об’єкт по каналах повітряного дуття Q1 та основного палива Q2, визначаються з розв’язку системи рівнянь (4) (5)

Рисунок. Технологічна схема обладнання для утилізації шахтного метану в енергетичних об’єктах 66

при α = 1. Уведені останнім часом жорсткіші вимоги до обмеження шкідливих викидів зумовлюють роботу газопоршневого устаткування в діапазоні α = 1,6–1,9 [6–10]. Рішення системи рівнянь (4) і (5) за умови, що k1 << k2, можна записати в такому вигляді:

Для визначення потоків МПС через газоприготувальну станцію ГПС-1 складемо систему балансових рівнянь за витратами МПС і метану рішення якої дає змогу оцінити необхідну витрату атмосферного повітря та МПС від вакуум-насосної станції

Для оцінки потоків МПС через газоприготувальну станцію ГПС-2 складемо систему балансових рівнянь рішення якої дає можливість оцінити необхідну витрату природного газу та МПС від вакуум-насосної станції

Загальна витрата МПС від вакуум-насосної станції Qмпс визначиться як сума Qмпс1 та Qмпс2 і розраховується за формулою

Характерним для роботи шахтних енергетичних об’єктів, які утилізують шахтний метан, є коливання концентрації МПС k2, яка подається по каналу основного палива. Визначимо можливості стабілізації теплової та електричної потужностей енергетичних об’єктів унаслідок повітряного дуття, яке подається по каналу при зміні концентрації МПС k2, яка подається по каналу основного палива способом збагачення повітря метаном. Розрахунок виконаємо для парового котла з α = 1,0 і газопоршневого двигуна з α = 1,7. Вихідні дані для розрахунку: P = 6,5 Гкал/год; V0 = 8013 м3/год; Vг0 = 9,64 м3/м3; Vнгр = 8689 ккал/м3. Концентрація МПС по каналу повітряного дуття змінюється в межах від k1 = 0,0 до допустимого значення k1 = 0,025. Дані розрахунку зведені в табл. 1. З даних табл. 1 випливає висновок про суттєвий вплив концентрації метану k1 на мінімально припустиму концентрацію k2 по каналу основного палива при сталості вихідної потужності. Для парового котла з α = 1,0 при зміні k1 від 0 до 0,025 мінімально допустима величина k2 змінюється від 0,4 до 0,319 або на 20,5 %. Для газопоршневого двигуна з α = 2,0 при зміні k1 від 0 до 0,025 мінімально припустима величина k2 змінюється від 0,4 до 0,25 або на 38 %, тобто майже удвічі. Розглянемо вплив концентрації метану k1 по каналу повітряного дуття на витрати МПС Q1 і Q2, а також витрату природного газу Qпг на збагачення при різних значеннях заданої концентрації метану k2 по каналу основного палива та коефіцієнтах надлишку повітря α = 1,0 (паровий котел) та α = 1,7 (газопоршневий двигун). Зазначимо, що наявність природного газу на

Таблиця 1. Вплив концентрації метану по каналу повітряного дуття на мінімальну концентрацію по каналу основного палива для різних енергетичних об’єктів α1 = 1,0 (Q1 = 6 766 м3/год)

α2 = 1,7 (Q1 = 12 562 м3/год)

0,0

0,005

0,01

0,015

0,02

0,025

0,0

0,005

0,01

0,015

0,02

0,025

0,4

0,384

0,367

0,351 0,335

0,319

0,4

0,38

0,35

0,32

0,28

0,25

площадці енергетичного об’єкта завжди доцільно для стабілізації теплової та електричної енергій, що видаються споживачу від енергетичного об’єкта при коливаннях дебіту і концентрації МПС, та використовуваної як основного палива. Задаємося потужністю енергетичного об’єкта P = 6,5 Гкал/год, що відповідає теплопродуктивності парового котла ДЕ-10/14 і, з 10 % запасом, сумарної потужності газопоршневої установки JMS 620 фірми “Jenbacher” (Ре = 3,035 МВт, Рт = 2,63 Гкал/год). Відповідно до формули (3) визначаємо V0 = 8113 м3/год. Приймаємо концентрацію метаноповітряної суміші від вакуум-насосної станції k5 = 0,2. Концентрація метану по каналу повітряного дуття змінюється від k1 = 0 до допустимого значення k1 = 0,025 через 0,005. Для концентрації метану в метаноповітряному струмені по каналу основного палива приймаємо значення k2 = 0,25; 0,3; 0,35. Результати розрахунків зведені в табл. 2. З аналізу табл. 2 випливає висновок про те, що при постійній потужності енергетичного об’єкта збільшення концентрації МПС k1 по каналу повітряного дуття призводить до збільшення витрати МПС Q1 по цьому ж каналу і зменшення витрати МПС Q2 по каналу основного палива. Крім того, зменшується і споживання природного газу Qпг для збагачення витрати Q2 до необхідної концентрації. Так, у разі енергетичного об’єкта у вигляді парового

котла з α = 1,0 (табл. 2) при k2 = 0,25 і зміні концентрації від k1 0,0 до 0,025, витрата МПС Q1 збільшується на 11 %, а витрата МПС Q2 зменшується на 18 %. При цьому витрата і відповідно вартість природного газу зменшуються на 18 %. Зі збільшенням коефіцієнта надлишку повітря α, вплив підвищення концентрації метану за допомогою повітряного дуття істотно збільшується. У разі енергетичного об’єкта у вигляді газопоршневого устаткування з α = 1,7 (табл. 2) при k2 = 0,25 і зміні концентрації k1 від 0,0 до 0,025, витрата МПС Q1 збільшується на 8 %, а витрата МПС Q2 зменшується на 45 %. При цьому витрата і відповідно вартість природного газу зменшується на 45 %. Аналогічний вплив робить зміну концентрації k1 і при інших закріплених значеннях концентрації k2. Запропонована методика розрахунку схем утилізації шахтного метану дасть змогу здійснити оптимізацію показників роботи газопоршневого устаткування при змінних параметрах метану, що утилізується, а також може бути використана під час розробки систем управління енергетичними об’єктами. Через те що в цей час більшість шахтних котелень як основне паливо використовують вугілля, то безперечний інтерес має розрахунок параметрів схеми утилізації шахтного метану по каналу повітряного дуття при зазначеному поєднанні палив.

Таблиця 2. Вплив концентрації метану по каналу повітряного дуття на витрати метаноповітряної суміші 0,0

0,005

0,01

0,015

0,02

0,025

α = 1,0; k2 = 0,25 Q1, тис. м /год

5,60

5,72

5,84

5,96

6,09

6,22

Q2, тис. м /год

3,37

3,26

3,14

3,02

2,89

2,75

Qпг, млн м /рік

1,68

1,63

1,57

1,51

1,44

1,38

14,71

15,04

3 3

α = 1,7; k2 = 0,25 Q1, тис. м /год

13,53

13,81

14,10

14,39

Q2, тис. м /год

3,32

3,05

2,76

2,46

2,15

1,82

Qпг, млн м3/рік

1,68

1,52

1,38

1,23

1,07

0,91

3 3

Потужність енергетичного модуля (котельні) від спільного спалювання вугілля і метаноповітряної суміші визначиться за формулою (6) де – нижча теплота згоряння вугілля, що визначається за формулою = 339Cр + 1030Hр – 109(Oр – Sр) – 25,1Wр; р C , Hр, Oр, Sр, Wр – відповідно зміст вуглецю, водню, кисню, сірки і вологості на робочу масу; Ву, Вг – витрата вугілля і чистого метану відповідно; η – ККД енергетичного модуля. Витрата повітря для спалювання вугілля визначиться за формулою (7) де Vу0 – питома об’ємна витрата повітря для спалювання вугілля, що визначається за формулою Vу0 = 0,0889(Cр+0,375Sр)+0,265Hр – 0,0333Oр; Q1 – витрата метаноповітряної суміші з концентрацією метану k1 по каналу повітряного дуття, необхідної для спільного спалювання вугілля й чистого метану. Для спалювання чистого метану необхідна витрата повітря визначиться як (8) За допомогою формул (7) і (8) визначаємо витрату вугілля Ву і витрату чистого метану Вг (9) Підставляючи отримані формули (9) у (6), визначимо витрату метаноповітряної

суміші Q1, необхідної для спільного спалювання вугілля і чистого метану при заданих потужності енергетичного модуля (котельні) Р і концентрації метаноповітряної суміші k1

Теоретична витрата повітря V0, необхідна для спільного спалювання вугілля й метану, визначиться як

Виконаємо розрахунок техніко-економічних показників роботи широко використовуваного на котельних вугледобувних підприємств котла ДЕ-10/14 з паропродуктивністю 10 т/год, що відповідає тепловій потужності Р = 6,5 Гкал/год, при використанні як повітряного дуття метаноповітряної суміші з різною концентрацією метану. Розрахунок виконуємо для двох видів палива: низькокалорійного і висококалорійного вугілля, параметри яких наведені в табл. 3. Для розрахунку приймаємо такі вихідні дані: низькокалорійне вугілля – = 5079 ккал/кг, Vу0 = 6,55 м3/кг; висококалорійне вугілля – = 7023 ккал/кг, Vу0 = 7,65 м3/кг; метан – = 8689 ккал/м3; 0 3 3 Vг = 9,64 м /м ; ККД котла приймаємо рівним 0,9. Результати розрахунків наведено в табл. 4. У чисельнику вказані значення показників елементного складу і теплотворної здатності для низькокалорійного вугілля, в знаменнику – для висококалорійного вугілля.

Таблиця 3. Елементний склад і теплотворна здатність низькокалорійного і висококалорійного вугілля Параметри Вид палива Низькокалорійне вугілля Висококалорійне вугілля

63,63

3,85

5,3

0,51

20,21

6,5

Qнур, ккал/кг 5079

73,49

4,52

4,39

1,96

8,14

7,5

7023

C r, %

H r, % N r + O r, %

S r, %

A r, % W r, %

Таблиця 4. Вплив концентрації метану в повітряному дутті на перерозподіл теплової потужності та економію вугілля в енергетичному об’єкті

Показники

Концентрація метану k1 у повітряному дутті, % 0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

9309

9284

9258

9232

9206

9181

7872

7918

7965

8013

8061

8109

Теплова потужність під час спалювання вугілля, Гкал/год

6,5

6,14

5,78

5,42

5,06

4,71

6,5

6,19

5,88

5,56

5,24

4,91

Теплова потужність під час спалювання метану, Гкал/год

0,00

0,36

0,72

1,08

1,44

1,79

0,00

0,31

0,62

0,94

1,26

1,58

9,5

14,5

1422

1343

1264

1185

1107

1029

1028

979

930

879

829

777

–

158

237

315

393

–

149

199

251

–

632

1264

1896

2520

3144

–

392

784

1192

1592

2008

Витрата МПС із концентрацією k1, м3/год

Теплова потужність під час спалювання метану від загальної теплової потужності, % Витрата вугілля, кг/год Економія вугілля, кг/год Річна економія вугілля, т/рік

З аналізу табл. 4 випливає, що при гранично допустимому вмісті метану в МПС, рівному 2,5 %, теплова потужність від спалювання метану становить 27 % від загальної теплової потужності, що дає можливість економити 3144 т/рік вугілля. Порівняння показників для різних видів спалюваного вугілля показує, що для висококалорійного вугілля витрата метаноповітряної суміші і пайове значення теплової потужності по каналу повітряного дуття нижче, ніж для низькокалорійного. Незважаючи на зниження витрати висококалорійного вугілля до 251 кг/год (витрата низькокалорійного вугілля становить 393 кг/год), прибуток від економії вугілля в обох варіантах залишається майже однаковим, що зумовлено вищою вартістю висококалорійного вугілля. Виконаний аналіз показує перспективність та економічну доцільність використання

МПС як повітряного дуття під час спалювання вугілля будь-якого складу. Об’єднання в єдиний комплекс процесів видобутку і переробки палива в електричну та теплову енергію відкриває можливість істотного підвищення економічної ефективності всього комплексу, незважаючи на можливу нерентабельність вугільної шахти, яка входить до його складу як паливного цеху. Техніко-економічні обґрунтування [1−6, 9] переконливо показали, що будівництво таких комплексів дасть змогу виробляти теплову та електричну енергію із собівартістю в 3–4 рази нижче до відповідних тарифів. Такий енергетичний комплекс, який базується на виробленні електричної і теплової енергії, здатний працювати в режимі самозабезпечення, дотуючи видобуток вугілля з власного прибутку, і питання про державні дотації або збитковості може бути вирішене на весь період його функціонування.

ЛІТЕРАТУРА 1. Булат А. Ф. Научно-технические основы создания шахтных когенерационных энергетических комплексов/А. Ф. Булат, И. Ф. Чемерис. – Киев: Наукова думка, 2006. – 176 с. 2. Булат А. Ф. К проблеме энерготехнологической переработки метана угольных месторождений/А. Ф. Булат, И. Ф. Чемерис// Уголь Украины. – 2002. – № 5. – С. 6–9. 3. Булат А. Ф. Энергосберегающая технология утилизации шахтного метана/А. Ф. Булат, И. Ф. Чемерис//Компрессорное и энергетическое машиностроение. – 2008. – № 2 (12). – С. 38–41. 4. Булат А. Ф. Направления энерготехнологической переработки метана угольных месторождений/А. Ф. Булат, И. Ф. Чемерис// Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр./ИГТМ НАН Украины. – Днепропетровск, 2005. – Вып. 32. – С. 67–74. 5. Булат А. Ф. Технико-экономические аспекты утилизации шахтного метана в газодизельгенераторных установках/А. Ф. Булат, И. Ф. Чемерис//Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр./ИГТМ НАН Украины. – Днепропетровск, 2000. – Вып. 17. – С. 19–23. 6. Булат А. Ф. Техніко-економічні аспекти переробки низькосортного вугілля та шахтного метану в теплоенергетичних комплексах на базі вуглевидобувних підприємств/А. Ф. Булат, И. Ф. Чемерис//Геологія і геохімія горючих копалин. – 2000. – № 4. – С. 88 – 94. 7. Королева В. Н. Извлечение и утилизация шахтного метана/В. Н. Королева. – М.: Изд-во Московского гос. горного университета, 2004. – 286 с. 8. Пат. 2104990 РФ Способ получения метана из метановоздушной смеси/Зозуля А. Д. – № 92015010/04; Заявл. 29.12.92; Опубл. 20.02.98. Бюл. № 16, ч. II. 9. Чемерис И. Ф. Исследование влияния концентрации метановоздушной смеси на показатели работы когенерационных энергетических модулей/И. Ф. Чемерис//Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр./ИГТМ НАН Украины. – Днепропетровск, 2005. – Вып. 56. – С. 77–86. 10. Щекин В. И. Установка для утилизации шахтного метана/В. И. Щекин//Уголь. – 1985. – № 10. – С. 17–19.

REFERENCES 1. Bulat A. F., Chemeris I. F. Scienti�c and technical basis for mine cogeneration power complexes). – Kyiv: Naukova dumka, 2006. – 176 р. (In Russian). 2. Bulat A. F., Chemeris I. F. To the problem of energy-technological processing of methane from coal deposits//Ugol Ukrainy. – 2002. – No 5. – P. 6–9. (In Russian). 3. Bulat A. F., Chemeris I. F. Energy saving technology coal mine methane utilization//Kompressornoe i energeticheskoe mashinostroenie. – 2008. – No 2 (12). – P. 38–41. (In Russian). 4. Bulat A. F., Chemeris I. F. Directed energy technological processing of coalbed methane// Geotekhnicheskaya Mekhanika [Geotechnical Mechanics]. – 2005. – No. 32. – P. 67–74. (In Russian). 5. Bulat A. F., Chemeris I. F. Technical and economic aspects of the utilization of coal mine methane gas diesel generator sets//Geotekhnicheskaya Mekhanika [Geotechnical Mechanics]. – 2002. – No. 17. – P. 19–23. (In Russian). 6. Bulat A. F., Chemeris I. F. Technical and economic aspects of processing low-grade coal and coalbed methane in thermal power systems based on coal mines//Нeologiіa i geohimiіa horiuchykh kopalyn. – 2000. – No. 4. – Р. 88–94. (In Russian). 7. Koroleva V. N. Recovery and utilization of coal mine methane. – Moscow: Izd-vo Moskovskogo gos. gornogo universiteta, 2004. – 286 p. (In Russian). 8. Zozulya A. D. A method of producing methane from methane-air mixture. – State Register of Patents of Russia, Moscow, RU. – 1998. – Pat. № 2104990. (In Russian). 9. Chemeris I. F. Investigation of the effect of concentration methane-air mixture on the performance of cogeneration power modules//Geotekhnicheskaya Mekhanika [Geotechnical Mechanics]. – 2005. – Іss. 56. – Р. 77–86. (In Russian). 10. Schekin V. I. Installation for coal mine methane utilization//Ugol. – 1985. – No 10. – Р. 17–19. (In Russian).

Р у к о п и с о т р и м а н о 07.11.2014.

О. В. Витушко, д-р техн. наук, главный инженер ООО “Шахтостроймонтаж”, шахта Ольховая-Западная, vitushkoo@gmail.com, Е. В. Семененко, д-р техн. наук, старший научний сотрудник, заведующий отделом проблем шахтных энергетических комплексов, igtmnanu@yandex.ru, И. Л. Дякун, младший научный сотрудник, dyakun@ukr.net (Институт геотехнической механики им. Н. С. Полякова НАН Украины) УТИЛИЗАЦИЯ ШАХТНОГО МЕТАНА НА УГОЛЬНЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ КОГЕНЕРАЦИОННЫМИ ЭНЕРГОКОМПЛЕКСАМИ Показана перспективность создания шахтных когенерационных энергокомплексов, обеспечивающих утилизацию шахтного метана с одновременной выработкой тепловой и электрической энергий с соотношением примерно 1:1 и коэффициентом полезного действия при полной загрузке до 86 % на базе газопоршневых установок. Показано, что экономические и экологические показатели работы шахтных когенерационных энергокомплексов могут быть существенно улучшены за счет реализации энергосберегающих технологий, обеспечивающих выработку собственной дешевой электроэнергии путем утилизации обедненных метановоздушных смесей в шахтных энергокомплексах. Ключевые слова: шахтный метан, энергокомплекс, газопоршневая когенерация, метановоздушная смесь, уголь.

O. V. Vitushko, D. Sc. (Tech.), chief engineerLLC “Shahtostroymontazh”, mine Vilhova Zahidna, vitushkoo@gmail.com, E. V. Semenenko, D. Sc. (Tech.), Senior Researcher, head of department of mine energy complexes, igtmnanu@yandex.ru, I. L. Dyakun, Junior Researcher, dyakun@ukr.net (M. S. Polyakov Institute of Geotechnical Mechanics under the National Academy of Sciences of Ukraine) THE UTILIZATION COAL MINE METHANE AT THE COAL ENTERPRISES COGENERATION ENERGOCOMPLEX One of the trends energy development is the creation energocomplexes, which are located in proximity to coal mines and processing low-grade coal and methane into heat and electricity. The prospects of creating mine cogeneration energocomplexes that provide utilization of coal mine methane with simultaneous generation of heat and power with a ratio of about 1:1 and ef�ciency at full load up to 86 % on the basis of gas-piston units. The method of calculation schemes methane utilization, which will allow for the optimization of the performance gas-piston units at variable parameters utilized methane, and can also be used in the development of control systems energy facilities. The calculation parameters of the scheme methane utilization channel air blast combined fuels such as natural gas and coal. Combining into a single complex processes of extraction and processing fuel to electricity and heat opens the possibility of a signi�cant increase economic ef�ciency of all complexes, despite the possibility of unpro�table coal mine, which is included in its composition as a fuel plant. The construction of the complex will generate heat and electricity at a cost of 3–4 times lower than the current tariffs and the ability to operate in a mode of self-reliance, subsidizing coal production from its own pro�ts, and the question of state subsidies or unpro�tability can be removed for the entire period of its operation. Ecological advantage of coal mine power complex realizing gas-piston cogeneration is to reduce emissions of methane into the atmosphere and reducing the greenhouse effect. Keywords: coal mine methane, energocomplex, gas-piston cogeneration, methane mixture, coal.

УДК 552.5:551.835:553.981/.982 (477.5)

В. В. Макогон, завідувач сектору, канд. геол. наук, mcogon@ok.net.ua, В. Т. Кривошеєв, канд. геол.-мінерал. наук (УкрДГРІ)

ВЕРХНЬОВІЗЕЙСЬКА ГЛИНИСТА ТОВЩА – ПЕРСПЕКТИВНИЙ ОБ’ЄКТ ПОШУКІВ СЛАНЦЕВОГО ГАЗУ В ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКІЙ ЗАПАДИНІ Охарактеризовано будову, літолого-фаціальні особливості та палеогеографію глинистих відкладів підошовної частини ХІІа мікрофауністичного горизонту візейського ярусу Дніпровсько-Донецької западини. Наведено їх основні геохімічні показники як нафтогазогенеруючої товщі. Розглянуто перспективність цих відкладів для пошуків та освоєння ресурсів сланцевого газу. Ключові слова: чорносланцеві відклади, верхній візе, літологія, фації, палеогеографія, геохімічні показники, нафтогазогенеруюча товща, сланцевий газ.

В осадовому чохлі більшості рифтових басейнів наявні своєрідні товщі чорносланцевих порід (black shales). У басейнах Західного Сибіру вони відомі під назвою “баженіти”, у Тимано-Печорській провінції – “доманікіти”, у Північній Америці – чорносланцевих формацій (Чаттануга, Огайо та ін.). Це збагачені розсіяною органічною речовиною (ОР) глинисті породи з карбонатними прошарками, кременистою й фосфатною речовиною, виділеннями піриту. Дуже часто породи мають підвищену радіоактивність. Такі товщі зараховують до нафтоматеринських, іноді вони самі є об’єктом промислового видобутку вуглеводнів. В останні десятиріччя вони привертають до себе підвищену увагу геологів у зв’язку з пошуками так званого “сланцевого газу” (shale gas). У нафтогазоносних басейнах України в цьому відношенні перспективними є різновікові чорносланцеві формації, що містять значні ресурси вільних і дисперсних вуглеводнів (ВВ). Серед них передусім становлять інтерес верхньовізейські відклади Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ), зокрема глиниста товща в підошовній частині ХIIа мікрофауністичного

горизонту (МФГ) візейського ярусу нижнього карбону. У запропонованій статті наведено узагальнені результати вивчення цих порід комплексом аналітичних методів (зокрема піролізу на установці Rock-Eval) та аналізу літературних і фондових матеріалів. У складі нижньокам’яновугільних відкладів – основного продуктивного комплексу Дніпровсько-Донецького нафтогазоносного басейну – виділяється ХІІа мікрофауністичний горизонт верхньовізейського під’ярусу (рис. 1). Цей комплекс є унікальним для всієї Східноєвропейської платформи як за товщинами відкладів, так і за їх літолого-фаціальними характеристиками. Він складений поліфаціальною глинисто-теригенною товщею з потужністю від перших десятків метрів і менше на північному заході та бортах ДДЗ до понад 1000 м на південному сході її осьової частини. Відклади ХІІа МФГ є продуктом останньої фази рифтогенезу в ДДЗ. Вони накопичувалися в порівняно вузькому й досить глибокому морському басейні за умови заповнення некомпенсованого прогину.

ISSN 1682-3591. Збірник наукових праць УкрДГРІ. № 1/2015

До базальної частини теригенноглинистого комплексу ХІІа МФГ приурочена характерна пачка бітумінозних кременисто-карбонатно-глинистих порід (гідрокарбопелітів, black shales), що виділяється під назвою “рудівські шари”. Ці відклади становлять характерну дома-

нікоїдну товщу з потужністю до 30–50 м і більше, яка сформувалася в морському басейні із застійним гідрологічним режимом і періодичним сірководневим зараженням придонних вод. Вони входять до складу верхньовізейського продуктивного горизонту В-23.

Рис. 1. Локалізація рудівських шарів у розрізі нижнього карбону Дніпровсько-Донецької западини

Рудівські глинисті породи залягають або на вапняках нижнього візе, або на базальній алевритово-піщаній пачці пізньовізейського віку. Найповніші розрізи підстеляючих рудівські шари уламкових порід розкриті в занурених частинах центральних депресій ДДЗ: СвиридівськоЧервонозаводсько-Рудівській, Червонолуцько-Харківцівській та СолохівськоКотелевсько-Березівській зонах, де їх товщини варіюють у межах від 45–50 до 81 м. Відклади мають переважно алювіально-дельтовий генезис і з розмивом залягають на кавернозних вапняках ХIII МФГ. На низці площ (Луценківська, Сви-

ридівська, Мехедівська та ін.) ці пласти мають газоконденсатні поклади. Безпосередньо до рудівських шарів належать два пласти продуктивного горизонту В-23: верхній і нижній. Вони містять значну кількість органічних решток, які дають можливість зараховувати їх до відкладів пізньовізейського віку. Нижній пласт поширений в осьовій зоні та прилеглих занурених частинах прибортових зон центральної й південно-східної частин ДДЗ (рис. 2, 3). У разі залягання безпосередньо на розмитій поверхні нижньовізейських вапняків у підошві пласта зазвичай наявні піщано-алевритові породи,

Рис. 2. Фрагмент комплексного розрізу сверд. Свиридівська 2 Літологія: 1 – пісковик; 2 – алевроліт; 3 – аргіліт; 4 – вапняк органогенно-детритовий; 5 – вапняк глинистий; 6 – аргіліт вапнистий; 7 – аргіліт вапнистий бітумінозний; 8 – пісковик гравійний. Включення: 9 – фауністичні рештки; 10 – рослинні рештки; 11 – карбонатні конкреції. Електрокаротаж: 12 – потенціал-зонд; 13 – градієнт-зонд; 14 – самочинна поляризація. 15 – каверномір. Радіоактивний каротаж: 16 – гамма-каротаж; 17 – нейтронний гамма-каротаж; 18 – рудівські шари; 19 – бітумінозна карбонатно-глиниста товща

фосфатні та карбонатні стягнення, уламки фосфатизованої фауни, бітумінозних вапняків, глинисті прошарки з тріщинами всихання. Вище пласт складають доманікоїдні породи чорного кольору: бітумінозні аргіліти сплутановолокнистої структури з алевритовою домішкою; аргіліти вапнисті, бітумінозні з пошаровим збагаченням мікрозернистим карбонатом, з дрібними форамініферами, безладно розміщеними члениками криноідей; вапняки глинисті, бітумінозні, мікрозернисті з детритом і шламом остракод, форамініфер, спікулами губок, згустками кальциту. Уміст ОР у цих породах коливається в межах від 2–3 до 16 %. Бітумінозна речовина безструктурна, колоїдного типу являє собою гумусо-сапропеліт. Первинна органічна ре-

човина аргілітів була утворена сумішшю решток морського планктону й наземної рослинності. З цими породами пов’язана одна з найзначніших і стійких радіоактивних аномалій. Інтенсивність аномалій становить від 12 до 50 мкр/год. Верхній пласт має більше поширення, ніж нижній, і виходить далеко на прибортові моноклінальні схили ДДЗ. Він залягає або згідно на нижньому пласту, або з перервою на вапняках нижнього візе. Пласт представлений чорними й темносірими аргілітами, складеними тонковідмученим каолініт-гідрослюдистим матеріалом. Аргіліти так чи інакше бітумінозні, прошарками з невеликою домішкою тонкоалевритового матеріалу. Часто аргіліти мікрошаруваті внаслідок переривчастих

Рис. 3. Фрагмент комплексного розрізу сверд. Горобцівська 12 Умовні позначення див. на рис. 2.

прошарків мікрозернистого кальциту, мушлевого шламу. Інколи вони переходять у прошарки вапняків глинистих, мікрозернистих з перекристалізованою фауною форамініфер, рідше дрібних криноідей. Цей пласт також досить часто має підвищену радіоактивність але зазвичай дещо меншу, ніж нижній (рис. 4, 5). У підвищених частинах прибортових зон у складі верхнього пласта з’являються прошарки пісковиків та органогенно-уламкових вапняків. Загалом для рудівських відкладів характерною є тонка горизонтальна, рідше лінзоподібна шаруватість. Мікрошаруватість (листуватість) відображається в частому чергуванні різних за складом і будовою прошарків, так чи інакше збагачених пелітовим, алевритовим, карбонатним,

кременистим, фосфатним матеріалом, бітумінозною речовиною, фрамбоїдальним піритом. Зміни літологічного складу сприяли нерівномірному ущільненню зневоднених (консолідованих) глинистих прошарків і мікропрошарків ОР у пізньому діагенезі. Границі між прошарками виражені по-різному: від чітких контактів до поступових переходів. У глинистих прошарках часто трапляються сульфідні, рідше карбонатні (Mg-сидеритові) конкреції, які мають неоднакові форму й розмір. Для цих порід характерною особливістю є їх гідрофобність. Загальна товщина рудівських шарів на території ДДЗ змінюється від 0 м на крайньому північному заході й поблизу крайових порушень до 45–60 м у занурених частинах прибортових зон і в осьовій зоні. У цих відкладах на Тростянецькій, Анастасівській,

Рис. 4. Фрагмент комплексного розрізу сверд. Лакизинська 1 Умовні позначення див. на рис. 2.

Краснозаярській, Качалівській, Селюхівській площах відкриті газоконденсатні поклади. Рудівські відклади зараховують до фації кременисто-карбонатно-глинистих бітумінозних осадків депресійних зон морського басейну з аноксичним режимом. У розрізі вони залягають на лагунно-затокових і морських глинистих або карбонатних відкладах, перекриваються різнофаціальними утвореннями морського генезису. По латералі ці відклади змінюються мілководно-шельфовими та прибережноморськими теригенними або карбонатними породами. Продуктивний горизонт В-22, що перекриває рудівські відклади, часто в нижній частині є глинистою або алевритово-глинистою товщею. ЇЇ потужність нерідко

сягає 20–30 м і більше. Глинисті породи, що складають цей горизонт, також зазвичай збагачені ОР і мають подібний вигляд і природу. У разі відсутності в них теригенних прошарків ці відклади разом з рудівськими шарами доцільно розглядати як єдину верхньовізейську глинисту товщу (рис. 6). Схематичну карту товщин верхньовізейської глинистої товщі, яка розглядається в статті, надано на рис. 7. Загальну палеогеографічну обстановку утворення рудівських шарів ми уявляємо такою [2, 5]. Найбільша на території Східноєвропейської платформи, Уралу, Донбасу та Дніпровсько-Донецької западини трансгресія морського басейну завершилася в кінці ранньовізейського часу його регресією й частковим розми-

Рис. 5. Фрагмент комплексного розрізу сверд. Алексинська 1 Умовні позначення див. на рис. 2.

вом карбонатних і глинисто-карбонатних відкладів ХІІІ МФГ. Імовірно, лише в найбільш занурених депресійних зонах південно-східної частини западини в передпізньовізейський час могли короткочасно зберігатися на локальних ділянках невеликі озерно-болотні басейни, в яких осадконакопичення не переривалось, а продовжувалось унаслідок зносу глинисто-карбонатного матеріалу з прилеглих височин. На початку пізньовізейського часу (ХІІа МФГ) на території ДДЗ розпочався новий цикл осадконакопичення, пов’язаний з новим зануренням регіону. Спочатку на розмиту поверхню нижньовізейського комплексу, переважно карбонатного, річковими потоками виносився слабо диференційований уламковий матеріал. Він заповнював заглибини ранньовізейського рельєфу й відкладався в руслах і дельтових протоках, формуючи серію базальних

теригенних пластів. Подальший розвиток трансгресії призвів до утворення великого депресійного морського басейну евксинського типу з переважно застійним гідрологічним режимом. За таких умов відкладалися бітумінозні глинисто-карбонатні осадки продуктивного горизонту В-23 (рудівські шари). Загальна пенепленізація області зносу й порівняно пасивний тектонічний режим протягом значного часового проміжку визначили знижений темп надходження теригенного матеріалу, який би розбавляв карбонатно-глинисту складову, до басейну осадконакопичення. У результаті регресії прибережні райони перетворювалися на заболочену низовину, де активно накопичувалася органічна речовина. Під час трансгресії вона потрапляла у води басейну, де частково швидко захоронялась, а частково поверталася до біологічного циклу. Це спричиняло активізацію

Рис. 6. Фрагмент комплексного розрізу сверд. Мачуська 1 Умовні позначення див. на рис. 2.

біопродуктивності й сприяло утворенню аноксичних умов, накопиченню та захороненню нових порцій ОР та формуванню прошарків бітумінозних карбонатноглинистих порід. Накопичення відбувалося в затишних западинах морського дна, у центральних частинах палеобасейну, на глибинах до 300–500 м. Важливу роль відігравали процеси біоседиментації, а вирішальним чинником осаду й накопичення елементів слугувало геохімічне середовище басейну. Воно визначалося насамперед рясним накопиченням відмираючого та відмерлого фітопланктону, розпад якого забезпечував існування різко відновлювальної обстановки та безкисневого середовища придонних і мулових вод та їх сірководневе зараження. Фосфатні, кременисті та органічні колоїди, що утворювалися під час діагенезу, завдяки високій іонно-обмінній здатності сорбували з мулових вод низку малих елементів, зокрема й радіоактивних. Наявність нерівностей у донному рельєфі, діяльність придонних

течій зумовили нерівномірність у розподілі гідрокарбопелітів за площею, наявність алевритово-піщаних прошарків і лінз у бітумінозній карбонатно-глинистій товщі. У подальшому, відповідно до поступового посилення інтенсивності теригенного зносу, басейн заповнювався часто погано сортованим уламковим матеріалом, що виносився автокінетичними (турбідними, гравітаційними) потоками. Зрідка в цих відкладах трапляються пласти добре відсортованих пісковиків, що формувалися в умовах мілководного морського басейну з активною хвильовою гідродинамікою. Верхньовізейські глинисті відклади, що розглядаються, більшість дослідників зараховує до однієї з основних нафтогазогенеруючих товщ у ДДЗ. На більшій частині площі поширення вони перебувають у інтервалі катагенетичних перетворень, найбільш сприятливих для процесів нафто- і газоутворення – від ПК3 до МК2–3. Уміст ОР коливається від 2,5–5,0 до 14–16 %. За даними піролізу бітумінозні

Рис. 7. Карта товщин рудівських шарів Дніпровсько-Донецької западини разом з глинистою пачкою, що її перекриває. Склали: В. Т. Кривошеєв, Є. З. Іванова, В. В. Макогон 1 – ізолінії товщин рудівських шарів; 2 – границі поширення рудівських шарів; 3 – границі поширення рудівських шарів разом з глинистою пачкою, що їх перекриває; 4 – свердловина, номер; 5 – крайові порушення ДДЗ; 6 – соляні штоки; 7 – територія з товщинами рудівських шарів 30 м і більше

аргіліти рудівських шарів характеризуються такими показниками: водневий індекс (НІ) – від 30–60 до 140–160, уміст ОР (ТОС) – від 2–3 до 7–8 % і більше. Кероген змішаного гумусово-сапропелевого типу. Значення δС13 становлять – 27–28 ‰, що близько до баженітів Західного Сибіру. Уміст хлороформного бітумоїду коливається від 0,015 до 0,35 % (за умісту масел 37–55 %). Максимальні їх значення фіксуються в найбільш збагачених органікою шарах, які, судячи з усього, з урахуванням постседиментаційних утрат ОР, спочатку були близькими до сапропелітів. Глинисті відклади, що розглядаються, містять аномально високі вмісти газових і легких нафтових ВВ [1, 6]. Про сучасні процеси генерації ВВ у досліджуваних відкладах можуть свідчити їх хіміко-бітумінологічні й мінералогічні особливості, наявність покладів критичного стану, прояви аномально високих пластових тисків. Це забезпечує постійний підтік ВВ до покладів, що приурочені як до піщаних пластів-колекторів ХІІа МФГ, так і до карбонатних резервуарів нижнього візе (Кампанське родовище, Біличівська продуктивна площа та ін). Вищенаведені фактичні дані разом із суттєвими потужностями та великою площею поширення дають можливість вважати верхньовізейську глинисту товщу ХІІа МФГ високоперспективною на пошуки скупчень ВВ, зокрема й сланцевого газу. Так, однією з найперспективніших ділянок по рудівських відкладах є Срібненська депресія, що зарахована до Глинсько-Солохівського нафтогазоносного району, який має найбільші нерозвідані ресурси ВВ [4]. Виконані лише тільки орієнтовні підрахунки по її внутрішній частині, що має площу 1 105 км2, дали такі результати. Беручи середню потужність чорних сланців у межах 100 м, середню їх об’ємну щільність 2 г/см3, середній уміст рідких і газоподібних ВВ відповідно 50 мг/кг і 50 см3/кг, на основі елементарних розрахунків випливає, що товща вміщує близько 500 млн т рідких ВВ та близько 1,5 трлн м3 газоподібних ВВ [3].

Насамкінець необхідно зауважити, що вирішення проблеми пошуків нетрадиційних скупчень ВВ потребує додаткових досліджень. Подальше детальне комплексне вивчення чорносланцевих відкладів дасть змогу аргументовано обґрунтувати пріоритетні ділянки для освоєння покладів сланцевого газу на території Східного нафтогазодобувного регіону України. ЛІТЕРАТУРА 1. Кабышев Б. П., Кабышев Ю. Б., Кривошеев В. Т., Пригарина Т. М., Ульмишек Г. Ф. Нефтегазогенерационные свойства пород палеозоя ДДВ по данным пиролиза на РОКЭвал//Доповіді НАН України. – 1999. – № 12. – С. 116–121. 2. Кривошеев В. Т., Иванова Е. З., Макогон В. В. Новый средневизейский нефтегазоносный комплекс в теле юго-западной части Восточно-Европейской платформы//Материалы V Международной конференции “Новые идеи в геологии нефти и газа”. – Москва, 2001. – Ч. 1. – С. 249–251. 3. Лукин А. Е. Перспективы сланцевой газоносности Днепровско-Донецкого авлакогена//Геологічний журнал. – 2011. – № 1. – С. 21–41. 4. Лукін О. Ю., Пригаріна Т. М., Гладун В. В. Ресурсний потенціал Східного газонафтоносного регіону України. Перспективи освоєння//Нафтова і газова промисловість. – 2011. – № 4. – С. 6–12. 5. Макогон В. В. Фаціальні типи та зональність візейських нафтогазоносних відкладів центральної частини ДДЗ//Сучасні проблеми літології та мінерагенії осадових басейнів України та суміжних територій: Зб. наук. пр. Ін-ту геол. наук НАН України. – К., 2008. – С. 96–103. 6. Sachsenhofer R. F. Paleozoic Source Rocks in the Dniepr-Donets Basin (Ukraine). Petroleum Geoscience. – 2010. – № 16. – Р. 377–399. REFERENCES 1. Kabyshev B. P., Kabyshev Y. B., Krivosheev V. T., Prigarina T. M., Ulmishek G. F. Oil-gas-generating characteristics of Paleozoic rocks of the Dniepеr-Donets Basin based on Rock-Eval pyrolysis//Dopovidi NAN Ukrainy. – 2011. – № 12. – Р. 116–121. (In Russian). 2. Krivosheev V. T., Ivanova E. Z., Makogon V. V. New Middle Vizean oil and gas complexes in the body of the southwestern part of the

East European Platform//Materialy V Mezhdunarodnoj konferencii “Novye idei v geologii nefti i gaza”. – Moskva, 2001. – Р. 1. – Р. 249–251. (In Russian). 3. Lukin A. E. Prospects for shale gas bearing of the Dnieper-Donets aulacogene//Heologichnyi zhurnal. – 2011. – № 1. – Р. 21–41. (In Russian). 4. Lukin O. Yu., Prygarina T. M., Gladun V. V. Resource potential of gas and oil bearing Eastern region of Ukraine. Prospects of development//Naftova i gazova promyslovist. – 2011. – № 4. – Р. 6–12. (In Ukrainian).

5. Makogon V. V. The facies types and zoning Visean oil and gas deposits of central part of DDB//Suchasni problemy litologii ta minerageniyi osadovykh baseiniv Ukrainy ta sumizhnykh terytorii: Zbirnyk naukovykh prats instytutu heolohichnykh nauk NAN Ukrainy. – Кyiv, 2008. – Р. 96–103. (In Ukrainian). 6. Sachsenhofer R. F. Paleozoic Source Rocks in the Dnieper-Donets Basin (Ukraine). Petroleum Geoscience. – 2010. – № 16. – Р. 377–399.

Р у к о п и с о т р и м а н о 11.11.2014.

В. В. Макогон, В. Т. Кривошеев (УкрГГРИ) ВЕРХНЕВИЗЕЙСКАЯ ГЛИНИСТАЯ ТОЛЩА – ПЕРСПЕКТИВНЫЙ ОБЪЕКТ ПОИСКОВ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА В ДНЕПРОВСКО-ДОНЕЦКОЙ ВПАДИНЕ Охарактеризованы строение, литолого-фациальные особенности и палеогеография глинистых отложений подошвенной части ХІІа микрофаунистического горизонта визейского яруса Днепровско-Донецкой впадины. Приведены их основные геохимические характеристики как нефтегазогенерирующей толщи. Рассмотрена перспективность этих отложений для поисков и освоения ресурсов сланцевого газа. Ключевые слова: черносланцевые отложения, верхнее визе, литология, фации, палеогеография, геохимические показатели, нефтегазогенерирующая толща, сланцевый газ.

V. V. Makogon, V. T. Kryvosheyev (UkrSGRI) UPPER VISEAN CLAYEY FORMATION – PERSPECTIVE OBJECT TO SEARCH FOR SHALE GAS IN THE DNIEPER-DONETS BASIN In the oil and gas basins of Ukraine’s primary interest among black shales formation is a clay layer in a bottom part XIIa microfaunistic horizon of Visean stage of the Lower Carboniferous of the DDB. In the basal part of terrigenous-clayey complex of XIIa microfaunistic horizon timed characteristic layer bituminous siliceous-carbonate-clayey rocks (black shales), which is released under the name “Rudov beds”. These deposits composed characteristic domanik layers with a thickness of up to 30–50 m and more, which was formed in the sea basin with stagnant hydrological regime and periodic hydrogen sul�de contamination of bottom water. Upper Visean clay deposits, which are considered, are in the range catagenetic transformations, the most favorable processes for oil and gas formation – from PC3 to MK2–3. Organic matter content ranges from 2,5 to 5 up to 14–16 %. According to the pyrolysis of bituminous mudstones of Rudov beds are characterized by indicators: hydrogen index (HI) from 30–60 to 140–160, the content of the organic matter (TOC) from 2–3 to 7–8 % and more. Kerogen mixed humic-sapropelic type. Is δС13 make 27–28 ‰, which is similar to bazhenits of Western Siberia. The content of chloroform bitumen varies between 0,015 to 0,35 % (when the oil content 37–55 %). The solution to the problem of searching unconventional hydrocarbon accumulations requires additional research. Keywords: black shale’s, formation, Upper Visean, lithology, facies, paleogeography, geochemical indicators, oil-gas bearing formation, shale gas.

УДК 553.251:552.323.6

Н. Н. Зинчук, д-р геол.-минерал. наук, профессор, академик АН РС(Я), председатель Западно-Якутского научного центра (ЗЯНЦ) Академии наук Республики Саха (Якутия), г. Мирный, nnzinchuk@rambler.ru

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ СВОЙСТВА СОСТАВА И ФОРМИРОВАНИЯ КИМБЕРЛИТОВЫХ ПОРОД Приведены сведения о некоторых общих особенностях состава и формирования кимберлитовых пород. Показано, что в процессе происходящего вслед “за прострелом” осадочных толщ резкого падения давления и вызванного этим такого же спада температуры в верхней части кимберлитовых диатрем может образоваться только бедное магнезией железистое стекло, которое в связи с ограниченным количеством кремнезема является малоустойчивым и может разрушаться наравне с оливином. Карбонатная составляющая общего расплава обособляется еще до затвердения силикатной части либо кристаллизуется (при падении температуры), либо разлагается (при падении давления) с удалением СО2. Разрушение наименее устойчивого соединения – главного минерала кимберлитов оливина – проходит под влиянием углекислоты одновременно по всему объему породы с последующей аморфизацией и переходом в коллоидное состояние с дальнейшей кристаллизацией и перекристаллизацией серпентина. Последний процесс проходит быстро, главным образом по краям бывших зерен с формированием псевдоморфоз, вдоль трещин синерезиса и по наиболее плотным участкам геля, а также по трещинам оливина в частично разрушенном кимберлите. Ключевые слова: кимберлитовые породы, серпентин, карбонатная составляющая, кристаллизация и перекристаллизация, аморфизация, коллоидное состояние, псевдоморфозы.

Вопросам внедрения кимберлитовой магмы, становления и последующего изменения кимберлитовых пород посвящены многочисленные опубликованные работы [1, 2, 4–9, 16–20]. В связи с этим в настоящей работе мы остановимся только на некоторых мало освещенных моментах этой большой и сложной проблемы. Отметим, что при изучении кимберлитов главное внимание обычно уделяется реликтовым структурам и текстурам исходной породы, по которым построены практически все классификации кимберлитовых пород [3, 7–15]. Основное значение при этом придается изучению псевдоморфоз, их форм и расположения в породе. При этом незаслуженно малая роль

отводится исследованию цементирующей массы. В кимберлитовых породах, в которых сохранилось реликтовое строение, цементирующая масса представлена: а) субмикроскопическим серпентином; б) пелитоморфным карбонатом; в) стекловатым веществом. Многие исследователи считают, что и серпентин цемента представляет собой апостекло, хотя в свежем виде оно никем никогда не описывалось. Стекло не обнаружено также в обломочном материале кимберлитов. Поэтому необходимо остановиться прежде всего на таком вопросе, как существование в кимберлитах стекла, что в свою очередь затрагивает целый ряд проблем, касающихся условий возникновения серпентина [10–15, 22], ко-

ISSN 1682-3591. Збірник наукових праць УкрДГРІ. № 1/2015

торый причисляется многими исследователями к первичным магматическим образованиям. Очень важно получить ответ на вопрос о возможности возникновения вулканического стекла в процессе “прострела” пород земной коры и внедрения в них кимберлитовой магмы. В природных условиях обычно имеем дело с силикатным стеклом. При этом возникает другая проблема – о самом составе стекла, поскольку стекла как такового нигде в кимберлитовых телах не установлено. Решая эту проблему, необходимо, на наш взгляд, рассмотреть ряд вопросов, связанных с составом, строением и условиями возникновения искусственных силикатных стекол, провести их сравнение с природными стеклами, приуроченными к базитам и породам, наиболее близким по составу и строению к кимберлитам, – меймечитам. Осветить данные темы следует ещё и потому, что они имеют непосредственное отношение к выяснению изменений состава и свойств магматического расплава в процессе его внедрения. Это тем более необходимо, поскольку ультраосновные эффузивы встречаются весьма редко, в связи с чем и сведения о них также являются сравнительно скудными. Искусственным путем получены самые различные по составу (кроме карбонатных) стекла. В природных условиях обычно имеем дело с силикатным стеклом. Поэтому целесообразно рассмотреть в общих чертах образование силикатного стекла. Затронем также вопрос о возможности образования карбонатного стекла в процессе застывания кимберлитовой магмы, так как существование карбонатного расплава и образование карбонатных кимберлитов признается многими исследователями [3, 7, 16, 19]. Существуют различные мнения о строении стекол вообще и природных в частности. Одни исследователи считают, что основой их являются кристаллиты (т. е. участки с упорядоченной структурой), другие – что стекло состоит из беспрерывной беспорядочной сети, в связи с чем внутренняя энергия стекла больше, чем в кристал84

лическом веществе. Последняя теория удовлетворительно объясняет многие свойства стекол. В целом в стеклах: а) существует ближняя и отсутствует дальняя упорядоченность; б) превалирует один из мотивов ближнего порядка, обладающий определенным составом. Относительно их связей можно отметить, что в условиях образования самих стекол соединения между кристаллами осуществляются между атомами одинаково. Дело только в разных размерах кристаллов (микролитов) и кристаллитов. Более мелкие частицы имеют размер элементарных ячеек и отдельных полиэдров SiO44- и AlO45-. В какой-то степени в кимберлитах присутствуют все три типа частиц с преобладанием тех или других. Но “поступательное движение”, присущее им, нельзя отбрасывать. Преобразование стекла в кристалл сопровождается уменьшением объема. Как следует из анализа природных стекол, приуроченных к основным и ультраосновным породам, в них содержится мало магнезии. Причиной тому являются химические свойства самого магния и влияние его на ход кристаллизации магмы. Из литературных источников известно, что в системе MgO-SiO2 верхняя граница стеклообразования достигается при содержании магнезии 32,8 % (это при скорости охлаждения 106÷107 град/с). В системе СаО-SiO2 аналогичная граница проходит при содержании извести 55 % (по массе), а в системе FeO-SiO2 может доходить до 80 % FeO. Из этого следует, что при изобилии в системе магнезии стекло образовываться не будет и, наоборот, содержание извести и особенно железа может значительно поднять верхнюю границу стеклообразования, т. е. оно может происходить при более низком содержании кремнезема. Если состав кимберлитовой магмы близок к таковому включению ультраосновных пород (дуниты, оливиниты и перидотиты), то содержание в них магнезии находится выше верхней границы, а поэтому стекло формироваться не может. Для его возникновения необходимо изменить соотношение компонентов

в магме, что осуществляется в связи с кристаллизацией оливина. Образование оливина в процессе остывания ультраосновной магмы было детально рассмотрено Н. В. Беловым (1972 г.), обосновавшим механизм затвердения расплава и поведения различных составляющих в данном процессе. Согласно выдвинутым им представлениям, в ходе остывания в расплаве сначала появляются площадки из наиболее тугоплавкого породообразующего оксида – периклаза, на которые начинают садиться кремнекислородные тетраэдры с образованием зародышей оливина (форстерита). Оксид магния является своего рода затравкой, возникающей по мере охлаждения расплава (т. е. его пересыщения), ее появление обусловливается сближением в первую очередь кислорода с магнием, что вызвано свойствами атомов последнего. Выделение MgO делает расплав более богатым остальными породообразующими компонентами – щелочами, известью и кремнеземом, из которых в зависимости от РТ-условий могут кристаллизоваться монтичеллит, пироксен или образоваться стекло, химический состав которого не будет отвечать исходной ультраосновной магме. Стеклообразованию в процессе консолидации магмы в подобных условиях может содействовать железо. Благодаря изменчивости его валентности (а значит и размера ионов) вносится определенная дестабилизация в процесс упорядоченности ионов и образования кристаллического вещества. Поэтому при избытке в остаточном расплаве железа стекло может возникнуть и при сравнительно небольшом содержании кремнезема. При этом образуется другой вид стекла, который обладает более низкой твердостью, заметной растворимостью в кислотах и более низкой температурой плавления, чем стекло, богатое кремнеземом. Разделение (ликвация) силикатного расплава установлено как на лунных, так и на земных образованиях. В обоих случаях речь идет о застывании “сухой” магмы. Косвенно эту ликвацию признавали даже

её противники, объясняя образование палагонита за счет богатого железом стекла. В последнее время округлые включения палагонита с резкими ограничениями были обнаружены [6, 16] в стекле, приуроченном к траппам. Если признавать формирование палагонита за счет железистого стекла, то тем самым следует признавать разделение стекол, а значит и ликвацию магматического расплава, за счет которого образовались стекла. Последние возникают вследствие быстрого остывания сравнительно “сухой” магмы кислого состава или из остаточного состава в процессе кристаллизации основных и даже ультраосновных пород, образовавшихся после кристаллизации минералов, сложенных тугоплавкими оксидами (форстерит, основной плагиоклаз и др.). В связи со способностью кремнекислоты полимеризироваться идет образование стекла, прежде всего в процессе остывания богатой SiO2 магмы (кислый состав), в которой содержание кремнезема больше 50 %. Обычно же кислые стекла содержат 70 % кремнезема и даже больше. В отличие от этого стекло основных пород всегда более кислое, чем кристаллическая порода, к которой оно приурочено. На образование стекла из остаточного расплава основной магмы оказывают положительное влияние щелочно-земельные элементы, а также железо. В результате накопления их в остаточном расплаве при быстром застывании последнего стекло может образоваться и при содержании кремнезема меньше 50 %. Об этом свидетельствуют стекла различных сортов. Так, в лунном материале обнаружено два вида стекла, которые приурочены к базитовым породам. Одно из них содержит более 70 % SiO2 и сравнительно много калия. Во втором на порядок меньше калия, но и на порядок больше закисного железа, в 5 раз больше извести и меньше 50 % кремнезема. Магнезии в первом содержится до 0,3 %, во втором – не более 3 %. В стекле меймечитов и коматиитов тоже мало магнезии [6, 17], что свидетельствует о том, что она в остаточный рас-

плав попадает в незначительном количестве и за счет неё не может образоваться такое количество серпентина, которым сложена цементирующая масса. Кроме того, толщина закраин стекла в меймечитах [17] не превышает нескольких миллиметров. Его химический состав далек от состава оливина и может приравниваться к таковому пироксенов. Но оптические данные разноречивы. С одной стороны, минерал изотропный, что дало основания отнести его к стеклу, с другой – он имеет очень большой показатель преломления (1,716), что не свойственно даже наиболее железистым стеклом. Показатели преломления железистого стекла лунных образцов не превышают 1,700. Химические анализы стекловатых закраин меймечитов свидетельствуют о том, что возникшие при остывании магмы аморфные образования не могут иметь оливиновый (а тем более форстеритовый) состав, а содержат щелочи, известь и другие компоненты. В целом показатели преломления не могут характеризовать состояние стекла и тем более его состав. Причиной тому является строение самого стекла, состав входящих в него компонентов и способ взаимодействия их между собой. Строение бывает более плотным или рыхлым с образованием различных пустот, канальцев, что в какой-то мере отражается на преломлении. Увеличение показателей преломления стекла происходит благодаря наличию в нем железа, которое может присутствовать в виде оксида, кристаллиты которого имеют размеры меньше 10–4 мм. Они придают стеклу в зависимости от их строения различные оттенки краснокоричневой окраски, а при ничтожном размере частиц показатель преломления этого микроскопического однородного агрегата будет усредненным между таковыми для гаматита и, например, кварца. Размер кристаллитов сам по себе, как уже отмечалось, не влияет на показатели преломления, но может оказывать влияние их состав, а также способ уплотнения и сила взаимодействия между собой. Будучи связанным с кремнекислородными 86

тетраэдрами в силикат, железо меньше повышает показатель преломления всего агрегата (т. е. стекла), чем кристаллиты оксидов железа. Поскольку многие исследователи считают, что исходной была однородная карбонатно-силикатная магма, то и образование стекла тоже должно бы происходить не без участия карбонатов, тем более, что существует мнение о первичности карбонатной массы [7, 9]. Поэтому целесообразно рассмотреть данный вопрос более подробно, так как он имеет весьма важное значение для понимания изменения магмы в процессе ее эволюции до “прострела” и во время ее консолидации с образованием основной массы породы в частности. С проблемой кимберлитов тесно связан вопрос о карбонатитах, которыми бывают выполнены трубки взрыва, из-за чего эти образования некоторыми исследователями тоже отождествляются с кимберлитами. Общеизвестно, что карбонатная магма существует. Споры возникают обычно вокруг состава подобного расплава. Современные излияния представлены расплавом карбонатов щелочных элементов, которые впоследствии замещаются кальцием с образованием кальцита. Карбонат кальция и натрия (шортит) присутствует в кимберлитовых телах [9, 13, 18]. Кальцит также был получен и непосредственно из искусственных расплавов, где в качестве исходного материала взяты карбонаты щелочей, хлорит кальция и силикаты. При консолидации этого находящегося под давлением карбонат-силикатного расплава возникла колонка, верхняя часть которой сложена кальцитом, а нижняя – силикатным стеклом. Ликвация карбонатного расплава предполагается также для кимберлитовой магмы [17–20]. Однако карбонатное стекло не образуется ни под давлением, ни тем более в открытом пространстве. Несмотря на то, что при выплавке обычного стекла в состав шихты входят карбонат щелочей и кальцит, конечный продукт не содержит карбонатного иона. Наконец, не обнаружено карбонатное стекло и в космическом мате-

риале, хотя углеродсодержащих образцов много, а в углистых хондритах установлен доломит. Не упоминается оно и в справочной литературе. Поскольку из находящегося под давлением карбонатно-силикатного расплава образуется кальцит (т. е. кристаллическая фаза), то карбонатного стекла не должно быть ни в условиях “закалки”, когда под давлением содержащая СО2 карбонатная магма быстро остывает у контакта с холодными вмещающими породами, ни тем более в условиях выполнения центральной части трубки, где резкий спад температуры (необходимое условие для образования стекла) обусловлен резким спадом давления (вслед за “прострелом” давление в трубке настолько падает, что проваливаются вышележащие породы). В данных условиях карбонат кальция неустойчив и еще до понижения температуры до 700 ºС диссоциирует с выделением СО2. Что касается стекла, зафиксированного в минералах в виде включений, то анализов с целью обнаружения в нем СО32- не проводилось. Из сказанного следует, что образование карбонат-силикатного стекла (т. е. гомогенного вещества) в процессе застывания кимберлитового расплава не имело места. Это тем более правильно, что и сам силикатный расплав претерпевает некоторое разделение, в связи с чем получается неоднородное стекло. Находящиеся в расплаве при более высоких давлениях ионы СО32- в случае сравнительно медленного снятия напряжения кристаллизуются с образованием карбоната. В случае сохранения щелочной среды СО2 может вновь соединяться с Са с образованием карбоната, но это уже является вторичным процессом. А карбонатсодержащее стекло и в данном случае возникнуть не может. Будучи остаточным после кристаллизации силикатов, щелочной карбонатный состав в присутствии летучих компонентов тем не менее отделяется и, находясь под давлением в момент “прострела”, способен выполнить всякого рода трещины (до мелких включительно) и в них выкристаллизоваться, захватив

при этом частично и силикатный расплав. В свою очередь, какая-то часть карбонатного расплава захватывалась силикатными расплавами. Однако в обоих случаях происходит полная кристаллизация (или распад) карбоната без образования им стекла. Следует при этом отметить, что если существование карбонатно-силикатного расплава возможно, то в процессе остывания “сухой” или “мокрой” магмы идет кристаллизация карбоната, а силикат может превратиться в стекломассу, причем кристаллическая фаза силиката (в частности слюды) присоединяется к раскристаллизованному карбонату, а не к аморфному силикату (что мы и наблюдаем в кимберлитах). Принимая во внимание геологические данные и результаты экспериментальных исследований, можно сделать выводы о том, что кальцит, являющийся главной составной частью кимберлитов, мог возникнуть из карбонатного расплава-раствора, в котором карбонатный ион (СО3)2не распался благодаря повышенной щелочности среды и (или) высокому давлению. Никакого карбонатного (ни тем более карбонат-силикатного) стекла не было, поскольку в любых условиях карбонатный расплав кристаллизуется или происходит его распад, а от силикатного расплава он отделяется. Поэтому карбонат основной массы не может являться продуктом кристаллизации стекла, тем более, что он отделился от силикатного еще до внедрения последнего в осадочные толщи. На невозможность существования карбонатного стекла указывают многие исследователи твердых включений в минералах кимберлитов. Невозможность образования карбонатного стекла в какой-то мере подтверждает мнение о ликвации первичного расплава с отделением карбонатного составного, которое, являясь более легким и менее вязким, всплыло и потом оттеснилось к периферии кимберлитовых провинций с образованием щелочно-ультраосновных кимберлитовых ассоциаций [13–20]. На мелких объектах это подтверждено для меймечитов,

а также доказано экспериментально по синтезу слюдистых карбонатных образований. Конечно, полного разделения не могло произойти. Определенная, незначительная часть силикатной магмы была захвачена карбонатным расплавом и, наоборот, карбонатный расплав силикатным, о чем свидетельствуют глобулы карбонатов в кимберлитах базальтического типа. Поскольку стекло не может быть карбонатным, то и мнение о первичном кальцитовом составе основной массы может относиться лишь к собственно карбонатитовым образованиям, а не к кимберлитам вообще. В процессе кристаллизационной дифференциации любой магмы, которая содержит определенное количество воды (независимо от того, каким образом она в нее попала), в конечной стадии консолидации появляются многоводные, преимущественно аморфные (и даже рентгеноаморфные) образования, которые описаны под различными названиями: палагонит, гизингерит, хлорофеит и др. Все подобного рода образования обычно именуют [21] коллоидными минералами. Они возникли как в процессе эволюции расплава на глубине, так и при излиянии его на дневную поверхность, особенно в водные бассейны, на ледяную поверхность или внедрения в любые образования. Наиболее характерны подобные образования для основных пород. Так, в эндоконтакте долеритов трапповой формации Сибирской платформы палагонит составляет до 25 % объема породы. Гизингерит встречается также и среди метаморфических образований. Формы его выделения, некоторые физические свойства (ровный до раковистого излом, блеск, твердость и др.) напоминают таковые серпофита. Поэтому с целью сравнения эволюции магмы в процессе её затвердевания остановимся на характеристике образований более подробно. Палагонит – совокупность богатых водой аморфных или слабоокристаллизованных образований, которые возникли при охлаждении богатого водой расплава и в период форми88

рования магматического тела, ведут себя как флюидонасыщенная жидкость. Палагонит ассоциирует со стеклом, а в слабораскристаллизованных породах занимает место последнего. В стекле он находится в виде включений округлой формы с резкими границами. К палагониту иногда бывают приурочены рудные минералы и апатит. Глобули палагонита в стекле бывают: а) однородные изотропные или слабоанизотропные; б) концентрически зональные. Палагонит нередко имеет вид сморщенного при усыхании гелеобразного вещества с системой трещин, которые разбивают его на полигональные участки. Все перечисленные особенности палагонита свойственны и серпентинам [10–15]. Палагонит и гизингерит являются аморфными минералами, и только на порошкограммах некоторых из них обнаруживаются рефлексы, позволяющие отнести их к слоистым силикатам, т. е. они образуют своего рода двумерные коллоиды, взаимодействие между частицами которых осуществляется при помощи водородных и остаточных связей и в меньшей степени других видов взаимодействия, из-за чего твердость их не превышает 3 (по шкале Моосса). Показатели преломления у них обычно ниже 1,500, и только в тех выделениях, в которых присутствуют примеси субпелитоморфных оксидов или гидроксидов железа, они могут достигать 1,600, а иногда и больше. Состав подобных образований непостоянный и колеблется в больших пределах, однако содержание железа не опускается ниже 20 %, а магнезии только в редких случаях достигает 15 %. Обычно она присутствует в виде небольшой примеси. В неокисленном палагоните свободных оксидов (железа, марганца) не обнаружено [14]. Несмотря на высокую железистость, показатель преломления низкий, причиной тому является не содержание минералом воды, а неупорядоченность структурных элементов (т. е. аморфность) с образованием пустот, в которых и помещается вода. Развивающийся по этим минералам нонтронит содержит воды не меньше, но показатель

преломления его выше примерно на 0,100. Из этого следует, что палагонит, гизингерит и другие подобные являются аморфными минералами и представляют собой затвердевший силикатный гель, возникший вследствие сближения и взаимодействия между собой кристаллитов (т. е. образований, у которых имеется только близкий порядок кристаллической структуры, и в связи с этим размер индивидов не превышает 10 нм) со слоистым строением и неодинаковым размером. К постмагматическим преобразованиям кимберлитов относятся изменения, которые претерпели магматические породы в пневматолитово-гидротермальную стадию метаморфизма. Верхней температурной границей считается 600 ºС, т. е. температура, при которой от магматического расплава отщепляется флюид, а нижней можно условно считать температуру кипения воды, хотя некоторые минералы возникают и при более низких температурах. В этом интервале температур возникли все основные вторичные образования и в первую очередь главный минерал кимберлитов Сибирской и Африканской платформ – серпентин. Что же касается второго по количеству после серпентина минерала – кальцита, то его следует рассматривать отдельно, поскольку он является полнокристаллическим и к нему применяются другие методы исследования (кристаллографические, термометрические и др.). Серпентин встречается преимущественно в виде субмикроскопических агрегатов. Наряду с автометаморфическими процессами, которые протекают в обстановке, близкой к изохимической, в кимберлитовых телах довольно широко распространен метасоматоз (автометасоматоз). К последним следует отнести хлоритизацию слюд и полевых шпатов ксенолитов, которая сопровождается выносом щелочей и кальция. При бруситизации оливина происходит удаление кремнезема. Оталькование серпентина предусматривает привнос SiO2, а окварцевание серпентина – вынос всех остальных компонентов. К метасомати-

ческим также относится замещение серпентином карбонатов и, наоборот, замещение карбонатом силикатов. Главным реагентом в этих процессах является вода; важнейшую роль играет степень ее диссоциации на Н+ и ОН-, т. е. рН раствора, который в значительной мере определяется количеством в нем сильных оснований (Na, K, Ca и др.). Последние не только влияют на реакцию среды, но и входят в состав новообразований. В присутствии щелочей синтезирован оливин в гидротермальных условиях, а флогопит получен при температуре ниже 600 ºС. В то же время образование антигорита происходит при температурах выше 500 ºС. При этом в зависимости от конкретных условий имеет место “перекрытие” температур образования высокотемпературных минералов. Поскольку остаточный расплав магнезией не обогащается, образование серпентина происходит в основном за счет оливина. Кроме того, определенное ее количество заимствуется также в карбонатах (в частности в ксенолитах доломита). Следовательно, прежде чем возникает серпентин, должен разрушиться оливин – как наименее устойчивый из силикатов и наиболее распространенный. Его разрушение возможно под действием кислых растворов, и роль кислоты выполняет СО2, который под большим давлением создает довольно сильнокислую среду водного раствора. Перешедшие в раствор SiO44- и магний находятся в близком соотношении (как и в серпентине) с небольшим излишком последнего. Будучи сравнительно слабым основанием, магний все же нейтрализует углекислый раствор, однако магнезит в этих условиях сформироваться не может, так как рН раствора еще низкий [13]. Поэтому, имея сравнительно большую положительную энергию гидратации, магний взаимодействует с отрицательно заряженными кремнекислородными тетраэдрами, которые в слабокислых условиях полимеризуются в слой с образованием двумерного коллоида [21], возникновение которого возможно при сильном падении давления. Разрушение

оливина с образованием аморфных продуктов разложения происходит в пределах самого зерна этого минерала. О подобном ходе процесса свидетельствуют субмикроскопические размеры кристаллитов ядер многих псевдоморфоз, а также расплывчатость рефлексов на порошкограммах многих из них, хотя в данном случае в препарат для исследования попадает много более крупных индивидов, возникших вследствие перекристаллизации [22]. В случае наличия стекла, которое должно быть богаче кремнеземом, чем оливин, при взаимодействии с ним излишка магнезии возникает аналогичный коллоид. Последний, являясь текущим, мог проникнуть во всякого рода трещины, пустоты с образованием прожилков и нодулей серпофита. Значит, серпентин из псевдоморфоз цементирующей массы и выделения серпофита обязаны коллоидному первоначальному образованию с последующим преобразованием в гель и его кристаллизацией (возможно, даже не полной). Об этом свидетельствуют трещины синерезиса, которые разбивают затвердевший гель на полигональные фигуры. В низкотемпературных серпофитах эти трещины сохранились, а у псевдоморфоз вместо них появились агрегаты из параллельно-чешуйчатых индивидов, образующих секториально гаснущую (секториальную) структуру. Последняя обычно возникает в процессе быстрого роста множества кристаллов с четырех сторон. Рост заканчивается в центре или на определенном расстоянии от него. Это стало возможным, потому что напряжение было снято не полностью, поскольку порода в целом находилась под давлением. Во многих случаях петельчатая структура также имеет элементы секториальной. Слепые прожилки в срезе дают в шлифе ленты, объединенные в каркас-петельчатые картины. Агрегаты из субмикроскопических индивидов псевдоморфоз чаще перекристаллизованы, чем выделения серпофита, количество которого в кимберлитовых телах кверху увеличивается. Причиной тому является уменьшение общего (ста90

тического) давления пород в верхних горизонтах кимберлитовых трубок. Таким образом, сформировавшийся в процессе кристаллизационной дифференциации остаточный расплав-раствор базитов и ультрабазитов не обогащен, как считают некоторые исследователи, магнезией, а сложен преимущественно железом и кремнеземом и развитие по нему серпентина возможно как по любому другому силикату, независимо от состава последнего. Образование палагонита нельзя объяснить только гидратацией вулканического стекла, пусть даже сильно железистого, так как в подобных случаях обычно (даже в процессе выветривания) происходит гидролиз и возникает кристаллическая фаза, представленная смектитом (монтмориллонитом, железистым сапонитом или нонтронитом). Поэтому появление аморфной (в том числе и рентгеноаморфной) фазы может быть связано с процессом быстрого выпадения геля из раствора с последующим его высыханием. При этом наиболее подходящими компонентами служат состав и форма размещения палагонита, так же как и близкого к нему гизингерита. А последний встречен не только (и не столько) в базальтах, но и в габбро, и даже в метаморфических образованиях. Возникновение аморфных веществ, основу которых составляют кристаллиты слоистых силикатов (куда входят и субизотропный серпентин и серпофит), возможно при низком давлении. Увеличение давления содействует образованию кристаллических веществ, поскольку при этом уменьшается объём породы. Однако с увеличением давления уничтожается также реликтовая структура породы. Сохранившаяся в кимберлитах реликтовая структура в значительной мере связана со сравнительно низким давлением в процессе серпентинизации. Образование серпентина нельзя объяснить с точки зрения магматического происхождения и тем более выделения его из остаточного расплава. В процессе эволюции ультраосновной магмы здесь выпадают из общей схемы пироксены и

амфиболы, которые для кимберлитовых тел не характерны. Резкий спад давления привел к образованию двухмерных коллоидов, которые в зависимости от содержания в системе кремнезема или поступления его из вмещающих пород оформились в виде серпентина или смектита (сапонита). Смектит (монтмориллонит) был синтезирован при 450 ºС (т. е. температуре образования лизардита). Однако к магматическим образованиям его пока никто не причисляет. Тальк, диссоциация которого происходит при более высоких температурах, чем у серпентина, в зависимости от соотношения компонентов (в том числе и воды) может образоваться при более низких температурах, чем серпентин, на что указывали многие исследователи [4, 12–15, 17–19]. Основные выводы по поводу отдельных вопросов становления и дальнейшего формирования кимберлитовых тел и слагающих их минералов и пород: а) В процессе происходящего вслед “за прострелом” осадочных толщ резкого падения давления и вызванного этим такого же спада температуры в верхней части может образоваться только бедное магнезией железистое стекло, которое в связи со значительным ограниченным количеством кремнезема является малоустойчивым и может разрушаться наравне с оливином (однако от изобилия воды в остаточном расплаве процесс до образования стекла не доходит). б) Карбонатная составляющая общего расплава обособляется еще до затвердения силикатной части и в зависимости от конкретных условий либо кристаллизуется (при падении температуры), либо разлагается (при падении давления) с удалением СО2. в) Большое значение для мобильности карбонатного расплава имеют щелочи и в первую очередь натрий, который впоследствии образует собственное соединение (шортит) или, обладая (в отличие от калия) положительной энергией гидратации, легко выносится поствулканическими растворами, уступая место кальцию. г) Разрушение наименее устойчивого соединения – главного ми-

нерала кимберлитов оливина проходит под влиянием углекислоты одновременно по всему объёму породы с последующей (вызванной гидролизом) аморфизацией и переходом в коллоидное состояние с дальнейшей кристаллизацией и перекристаллизацией серпентина. д) Кристаллизация серпентина происходит быстро, главным образом по краям бывших зерен с формированием псевдоморфоз, вдоль трещин синерезиса и по наименее плотным участкам геля, а также по трещинам оливина в частично разрушенном кимберлите. ЛИТЕРАТУРА 1. Афанасьев В. П., Зинчук Н. Н., Харькив А. Д., Соколов В. Н. Закономерности изменения мантийных минералов в коре выветривания кимберлитов//Минерагения зоны гипергенеза. – М.: Наука, 1980. – С. 45–54. 2. Бакуменко И. Т. Расплавленные включения, их типы и термометрические методы исследования//Магматогенная кристаллизация по данным изучения включений расплава. – Новосибирск: Наука, 1975. – С. 33–54. 3. Благулькина В. А., Ровша В. С., Сарсадских Н. Н. К минералогии связующей массы кимберлита//Зап. ВМО. – 1965. – Ч. 94. – Вып. 1. – С. 471–476. 4. Бобриевич А. П., Илупин И. П., Козлов И. Т. и др. Петрография и минералогия кимберлитовых пород Якутии. – М.: Недра, 1964. – 192 с. 5. Братусь М. Д., Зинчук Н. Н., Аргунов К. П., Сворень И. М. Состав флюидов во включениях в кристаллах алмаза Якутии//Минералог. журнал. – 1990. – Т. 12. – № 4. – С. 49–56. 6. Василенко В. Б., Зинчук Н. Н., Кузнецова Л. Г. Петрохимические модели алмазных месторождений Якутии. – Новосибирск: Наука, 1997. – 574 с. 7. Владимиров Б. М., Костровицкий С. И., Соловьева Л. В. и др. Классификация кимберлитов и внутреннее строение кимберлитовых трубок. – М.: Наука, 1981. – 136 с. 8. Галимов Э. М., Боткунов А. И., Гаранин В. К. и др. Углеродсодержащие флюидные включения в оливине и гранате из кимберлитовой трубки Удачная//Геохимия. – 1989. – № 7. – С. 1011–1020. 9. Егоров К. Н. Изменение изотопного состава углерода и кислорода в процессе метасоматического преобразования кимберлитов//Докл. АН СССР. – 1986. – Т. 286, № 2. – С. 429–433.

10. Зинчук Н. Н. Распределение вторичных минералов в кимберлитовых породах Якутии// Изв. АН СССР. Сер. геол. – 1990. – № 5. – С. 70–83. 11. Зинчук Н. Н. Некоторые аспекты эволюции магматического расплава кимберлитового состава//Изв. ВУЗов. Геология и разведка. – 1996. – № 6. – С. 20–25. 12. Зинчук Н. Н. Влияние вторичных минералов на облик и состав кимберлитовых пород//Геология и геофизика. – 1998. – Т. 39. – № 12. – С. 1704–1715. 13. Зинчук Н. Н. Постмагматические минералы кимберлитов. – М.: Недра, 2000. – 538 с. 14. Зинчук Н. Н., Мельник Ю. М. Серпентины из кимберлитов//Бюлл. МОИП. Отдел геолог. – 1998. – Т. 73. – Вып. 3. – С. 56–68. 15. Зинчук Н. Н., Мельник Ю. М., Серенко В. П. Апокимберлитовые породы//Геология и геофизика. – 1987. – № 10. – С. 66–72. 16. Илупин И. П., Лутц Б. Г. Химический состав кимберлитов и вопросы происхождения кимберлитовой магмы//Сов. геология. – 1971. – № 6. – С. 61–73. 17. Маракушев А. А. Петрогенез и рудообразование. Геохимические аспекты. – М.: Наука, 1970. – 261 с. 18. Маршинцев В. К. Вертикальная неоднородность кимберлитолвых тел Якутии. – Новосибирск: Наука, 1986. – 280 с. 19. Милашев В. А. Вторичные изменения кимберлитов//Тр. НИИГА. – 1962. – Т. 121. – С. 165–185. 20. Харькив А. Д., Зинчук Н. Н., Крючков А. И. Коренные месторождения алмазов Мира. – М.: Недра, 1998. – 555 с. 21. Чухров Ф. В. Коллоиды в земной коре. – М.: Изд-во АН СССР, 1955. – 671 с. 22. Wicks F. J. Serpentine mineralogy, petrology and paragenesis//CanMineral. – 1975. – V. 13, pt. 3. – Р. 227–243. REFERENCES 1. Afanasiev V. P., Zinchuk N. N., Kharkiv A. D., Sokolov V. N. Regularities of mantle minerals’ alteration in the crust of weathering of kimberlites//Minerageny of hypergenesis zone. – Мoscow: Science, 1980. – Р. 45–54. (In Russian). 2. Bakumenko I. T. Melted inclusions, their types and thermometric methods of research// Magmatogene crystallization according to the data of melt inclusions research. – Novosibirsk: Science, 1975. – Р. 33–54. (In Russian). 3. Blagulkina V. A., Rovsha V. S., Sarsadskikh N. N. To mineralogy of binding mass of kimberlite//Notes WMO. – 1965. – Рt. 94. – Iss. 1. – Р. 471–476. (In Russian).

4. Bobrievich A. P., Ilupin I. P., Kozlov I. T. et al. Petrography and mineralogy of kimberlite rocks of Yakutia. – Мoskva: Nedra, 1964. – 192 p. (In Russian). 5. Bratus M. D., Zinchuk N. N., Argunov K. P., Skvoren I. M. Fluids composition in inclusions in Yakutian diamond crystals//Mineralog. journal. – 1990. – Vol. 12. – № 4. – P. 49–56. (In Russian). 6. Vasilenko V. B., Zinchuk N. N., Kuznetsova L. G. Petrochemical models of diamond deposits of Yakutia. – Novosibirsk: Science, 1997. – 574 p. (In Russian). 7. Vladimirov B. M., Kostrovitsky S. I., Solovieva L. V. et al. Classi�cation of kimberlites and internal structure of kimberlite pipes. – Мoscow: Science, 1981. – 136 p. (In Russian). 8. Galimov E. M., Botkunov A. I., Garanin V. K. et al. Carbonaceous �uid inclusions in olivine and garnet from kimberlite pipe Udachnaya//Geochemistry. – 1989. – № 7. – Р. 1011–1020. (In Russian). 9. Yegorov K. N. Alteration of carbon and oxygen isotope composition in the process of metasomatic transformation of kimberlites//Rep. USSR AS. – 1986. – Vol. 286. – № 2. – P. 429–433. (In Russian). 10. Zinchuk N. N. Distribution of secondary minerals in kimberlite rocks of Yakutia//Proc. of USSR AS. Ser. geol. – 1990. – № 5. – P. 70–83. (In Russian). 11. Zinchuk N. N. Some aspects of magmatic melt evolution of kimberlite composition//Proc. of institutes of higher education. Geology and exploration. – 1996. – № 6. – P. 20–25. (In Russian). 12. Zinchuk N. N. In�uence of secondary minerals on appearance and composition of kimberlite rocks//Geology and geophysics. – 1998. – Vol. 39. – № 12. – P. 1704–1715. (In Russian). 13. Zinchuk N. N. Postmagmatic minerals of kimberlites. – Moskva: Nedra, 2000. – 538 p. (In Russian). 14. Zinchuk N. N., Melnik Y. M. Serpentines from kimberlites//Bul. of MOIP. Geology department. – 1998. – Vol. 73. – Iss. 3. – P. 56–68. (In Russian). 15. Zinchuk N. N., Melnik Y. M., Serenko V. P. Аpоkimberlite rocks//Geology and geophysics. – 1987. – № 10. – P. 66–72. (In Russian). 16. Ilupin I. P., Luts B. G. Chemical composition of kimberlites and issues of kimberlite magma origin//Sov. geology. – 1971. – № 6. – P. 61–73. (In Russian). 17. Marakushev А. А. Petrogenesis and ore formation. Geochemical aspects. – Мoscow: Science, 1970. – 261 p. (In Russian).

18. Marshintsev V. K. Vertical heterogeneity of kimberlite bodies of Yakutia. – Novosibirsk: Science, 1986. – 280 p. (In Russian). 19. Milashev V. A. Secondary changes of kimberlites//Trudy NIIGA. – 1962. – Vol. 121. – P. 165–185. (In Russian). 20. Kharkiv A. D., Zinchuk N. N., Kryuchkov A. I. Primary diamond deposits of the World. – Мoskva: Nedra, 1998. – 555 p. (In Russian).

21. Chukhrov F. V. Colloids in the Earth crust. – Мoscow: USSR AS publ. house, 1955. – 671 p. 22. Wicks F. J. Serpentine mineralogy, petrology and paragenesis//CanMineral. – 1975. – Vol. 13, pt. 3. – P. 227–243.

Р у к о п и с о т р и м а н о 14.09.2014.

М. М. Зінчук, д-р геол.-мінерал. наук, професор, академік Академії наук Республіки Саха (Якутія), голова Західноякутського наукового центру АН РС(Я), Росія, м. Мирний, nnzinchuk@rambler.ru СПЕЦИФІЧНІ ВЛАСТИВОСТІ СКЛАДУ І ФОРМУВАННЯ КІМБЕРЛІТОВИХ ПОРІД Наведено відомості про деякі загальні особливості складу і формування кімберлітових порід. Показано, що в процесі того, що відбувається услід “за прострілом” осадових товщ різкого падіння тиску і викликаного цим такого ж спаду температури, у верхній частині кімберлітових дiатрем може утворитися лише бідне магнезією залізисте скло, яке у зв’язку з обмеженою кількістю кремнезему є малостійким і може руйнуватися нарівні з олівіном. Карбонатна складова загального розплаву відособлюється ще до затвердіння силікатної частини або кристалізується (під час падіння температури), або розпадається (під час падіння тиску) з виділенням СО2. Руйнування найменш стійкого з’єднання – головного мінералу кімберлітів олівіну відбувається під впливом вуглекислоти одночасно за всім обсягом породи з подальшою аморфізацією і переходом в колоїдний стан з подальшою кристалізацією і перекристалізацією серпентину. Останній процес відбувається швидко, головним чином по краях колишніх зерен з формуванням псевдоморфоз, уздовж тріщин синерезису і по найщільніших ділянках гелю, а також по тріщинах олівіну в частково зруйнованому кімберліті. Ключові слова: кімберлітові породи, серпентин, карбонатна складова, кристалізація і перекристалізація, аморфізація, колоїдний стан, псевдоморфози.

N. N. Zinchuk, Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, prof., acad. West-Yakutian Scienti�c Centre of the Sakha (Yakutia) Republic Academy of Sciences, Mirny, Russia, nnzinchuk@rambler.ru ABOUT SOME SPECIFIC FEATURES OF COMPOSITION AND FORMATION OF KIMBERLITE ROCKS Data about some general speci�c features of composition and formation of kimberlite rocks are provided. It is shown that in the process of occurring straight after “the shot” of sedimentary thick layers sharp pressure fall and caused by it the same temperature fall in the upper part of kimberlite diatremes only poor in magnesia ferriferous glass may form, which, due Sto limited quantity of silica, is slightly stable and can destroy equally with olivine. Carbonate constituent of general melt stands apart even before hardening of the silicate part and either crystallizes (when temperature falls), or resolves (when pressure falls) with removal of CO2. Destruction of the least stable compound – the main mineral of kimberlites, olivine, takes place under the in�uence of carbonic acid simultaneously over the whole volume of rock with subsequent amorphization and transfer to colloidal state with further crystallization and recrystallization of serpentine. The last process occurs fast, mainly over the edges of former grains with formation of pseudomorphs, along �ssures of syneresis and on the most compact parts of gel, as well as along fractures of olivine in partially destroyed kimberlite. Keywords: kimberlite rocks, serpentine, carbonate constituent, crystallization and recrystallization, amorphization, colloidal state, pseudomorphs.

УДК 553.495:550.83

Светлой памяти нашего коллеги, главного гидрогеолога КП “Кировгеология” Макаренко Николая Николаевича посвящается А. А. Калашник, д-р геол. наук, профессор КЛАНАУ

ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ РАЗВИТИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ПОТЕНЦИАЛА УРАНОВОГО ОРУДЕНЕНИЯ ЭКЗОГЕННО-ИНФИЛЬТРАЦИОННОГО ТИПА В САКСАГАНСКО-СУРСКОМ РУДНОМ РАЙОНЕ УКРАИНСКОГО ЩИТА Представлены новые закономерности геолого-структурных условий формирования месторождений урана экзогенно-инфильтрационного типа в углистой формации палеогена Саксаганско-Сурского рудного района УЩ. Рассмотрены возможные источники урановорудного вещества на основе изучения закономерностей распределения урана и элементов-спутников в разновозрастных породах и зонах глубинных разломов, имеющих влияние на металлогению урана в породах осадочного чехла. Представлены уточнённые комплексы критериев и признаков среднемасштабного и крупномасштабного прогнозирования месторождений экзогенно-инфильтрационного типа в отложениях палеогена УЩ. Выполнена оценка перспектив развития промышленного потенциала уранового оруденения экзогенно-инфильтрационного типа в Саксаганско-Сурском рудном районе УЩ. В пределах Пятихатско-Сурской площади Саксаганско-Сурского района УЩ выделены участки для специализированных поисковых работ І, ІІ, ІІІ стадий перспективности по степени проявленности установленной благоприятной совокупности критериев и признаков промышленного уранового оруденения экзогенно-инфильтрационного типа. Ключевые слова: экзогенно-инфильтрационные месторождения урана, промышленный потенциал, тектонический фактор.

Общая постановка проблемы и связь с практическими заданиями Дефицит углеводородного сырья для многих стран мира, к которым относится и Украина, стимулирует дальнейшее развитие атомной энергетики. На сегодняшний день в крайне сложной экономической ситуации обеспечение отечественной атомной энергетики сырьем является задачей, определяющей национальную, энергетическую и экономическую безопасность Украины. Вне всякого сомнения, увели-

чение потребности экономики Украины в электроэнергии в значительной степени будет покрываться за счет роста ее выработки атомными электростанциями. Во времена существования СССР Украина была лидером в производстве уранового концентрата. Главной её специализацией были привязанные к месторождениям с богатыми и крупными источникам сырья стадии добычи, механического и радиометрического обогащения урановорудного сырья, изготовление

ISSN 1682-3591. Збірник наукових праць УкрДГРІ. № 1/2015

первичных полуфабрикатов урана. По их производству Украина ранее входила в первую десятку мировых производителей. Однако урановая отрасль Украины развивалась исключительно в рамках общесоюзного ядерно-топливного комплекса. Она во многом обслуживала не только потребности атомной энергетики, но и потребности в уране единого военно-промышленного комплекса СССР. После его распада и отказа Украины от ядерного оружия своевременно не были проведены необходимые инфраструктурные перестройки, которые могли бы позволить (в том числе и финансово!) постепенно приобрести независимость в этой сфере с учетом новых условий внутреннего и внешнего рынка. Украиной был взят курс на экспортный сбыт сырьевой или полусырьевой урановой продукции, получение ядерного топлива для атомных электростанций через “Росатом”, а отечественная урановая отрасль стала пожинать плоды вместе с ликвидацией отечественного ядерного сектора военно-промышленного комплекса. Определенную негативную роль в этом сыграла также авария на Чернобыльской АЭС и “постчернобыльский синдром”. Ситуация с созданной усилиями КП “Кировгеология” минерально-сырьевой базой урана Украины на первый взгляд выглядела вполне благополучно. С одной стороны запасы разведанных до промышленных категорий месторождений урана позволили сделать скоропалительный вывод о полной обеспеченности отечественной ядерной энергетики запасами природного урана на сто лет. Именно это, вероятнее всего, послужило основанием для принятия решения о резком сокращении финансирования специализированных на уран геологоразведочных работ в Украине [17]. При этом не было учтено, что подсчёт запасов на большей части ранее открытых месторождений урана Украины осуществлялся в 80-е годы, был рассчитан на плановую экономику и по кондиционным требованиям, существовавшим в советское время. Экономическая ситуация существенным

образом изменилась, требования к параметрам кондиций были ужесточены. Лишь спустя многие годы, проведенная экспресс-оценка ГКЗ совместно с ВостГОК показала, что для большей части этих месторождений при пересчете на современные кондиции балансовые запасы существенно снижаются, для части месторождений такой пересчёт становится фатальным [17]. Для развития урановой отрасли Украины принят ряд общегосударственных планов и программ: “План заходів щодо забезпечення енергетичної безпеки України”, “Про стан енергетичної безпеки України і основні засади державної політики у сфері її забезпечення”, “Про затвердження Загальнодержавної програми розвитку мінерально-сировинної бази України на період до 2030 року”, “Енергетична стратегія України на період до 2030 року”. Однако вследствие резкого сокращения ассигнований на геологоразведочные работы в целом, включая и специализированные на уран работы, отечественная урановая производственная геологическая служба на сегодняшний день фактически ликвидируется. Как следствие, уже утеряны научно-производственные школы, уходят лучшие профессионалы-геологи, носители уникальных в своей сфере знаний, утрачена традиция передачи опытными коллегами-профессионалами производственного опыта, который накапливался годами в полевых условиях, молодым специалистам и утраченное уже больше не восстановится. Наблюдается резкое уменьшение численности геологов-уранщиков, отток квалифицированных специалистов инженерного профиля из геологии, старение кадрового потенциала, снижение уровня образования подготавливаемых специалистов и полное отсутствие мотивации для их работы по специальности, существенный моральный и физический износ используемой аппаратуры и оборудования, что, вне всякого сомнения, приведет в ближайшее время к снижению качества геологоразведочных работ, возникновению проблем

воспроизводства минерально-сырьевой базы полезных ископаемых, в том числе относящихся к разряду стратегических, и последующему развалу геологической отрасли Украины, включая урановую геологию. ВостГОК на сегодняшний день эксплуатирует четыре месторождения урановых руд в альбититах, расположенных в Кировоградской области, два из которых эксплуатируются более 35 лет, одно – более 15 лет. Реальное обеспечение растущих потребностей Украины в урановом сырье, кроме введенного в эксплуатацию Новоконстантиновского месторождения урана, возможно за счёт доизучения флангов эксплуатируемых месторождений с глубоких горизонтов, вовлечения в детальную разведку ряда месторождений, прошедших стадию предварительной разведки, оценки перспективных рудопроявлений и открытия новых месторождений с рентабельными для добычи запасами. В настоящее время в Украине отрабатывается ряд месторождений урана, принадлежащих к метасоматическому геолого-промышленному типу. Месторождения этого геолого-промышленного типа при их специфике параметров оруденения и существующих на сегодняшний день особенностях конъюнктуры на мировом рынке урана являются низкорентабельными для добычи, с высокой себестоимостью производства, что обуславливает высокую чувствительность сырьевой базы урана Украины к изменению экономических условий [17]. Лишь небольшая часть промышленных запасов нашего государства представлены месторождениями “песчаникового” типа. Часть из ранее выявленных “песчаниковых” месторождений урана уже отработаны (Девладовское, Братское). Получивший широкое распространение в мире метод скважинного подземного выщелачивания, обусловивший практическую ценность инфильтрационных месторождений в свое время, впервые был осуществлен специалистами КП “Кировгеология” на Девладовском месторождении. Месторождения “пес96

чаникового” типа Украины, пригодные для отработки методом подземного выщелачивания, относятся к стабильно рентабельным, и их поиск и открытие новых промышленных объектов – один из путей повышения устойчивости сырьевой базы урана Украины к изменению экономических условий. Поэтому важнейшей задачей является разработка новых критериев и признаков поиска месторождений урана этого типа, выполнения обоснованных прогнозов на основе разработки новых методологических приемов, для более экономичного и быстрого восстановления утраченных ресурсов, улучшение возможностей существующих поисковых методов, недопущение существенного исчерпания рентабельных запасов полезных ископаемых, в первую очередь урана, как основного источника сырья для стабильной работы атомной энергетики Украины на современном этапе. Обзор публикаций и нерешенные части общей проблемы Образование урановых месторождений в чехле юго-западной части Восточно-Европейской платформы подчиняется глобальной закономерности, установленной Г. В. Грушевым [2]. В истории развития чехла выделены две регионально проявленные и отчётливо выраженные эпохи эпигенетического уранового рудообразования: кайнозойская (неоген-четвертичная?), с которой связаны инфильтрационные урановые месторождения, контролируемые в осадочных породах окислительной зональностью; мезозойская (киммерийская), в которую формировались экзогенно-эндогенные амагматические, в том числе уранбитумные месторождения, контролируемые в осадочных породах восстановительной зональностью. Формирование урановой минерализации в “песчаниковых” месторождениях осадочного чехла Украинского щита (УЩ) происходило на новейшем этапе тектонического развития – от среднего миоцена до настоящего времени. Наиболее древний абсолютный возраст урано-

вого оруденения составляет 20 млн лет (В. А. Анисимов [15]). Наиболее вероятно рудообразование началось после окончания сарматской трансгрессии (ранний миоцен). Наиболее благоприятные предпосылки для рудообразования были в плиоцене, когда началось поднятие щита и изменение базиса эрозии крупных рек – дренов. Уран проявляет большое сродство к органическому веществу, и его концентрация стимулируется его экстремальным накоплением. Кайнозойской (неогенчетвертичной?) эпохе эпигенетического уранового рудообразования, с которой, в частности, связаны инфильтрационные урановые месторождения УЩ, контролируемые в осадочных породах эоценового возраста окислительной зональностью, предшествовали катастрофические события на рубеже эоцен-олигоцен, приведшие к массовому вымиранию морской и наземной биоты на планете [19]. В океанах это вымирание было весьма растянутым во времени и занимало примерно 4 млн лет в конце среднего и позднем эоцене [16], при этом было ступенчатым. В этот период на родовом уровне отмечается заметное вымирание (около 15 %) среди морского бентоса [20]. В Европе наибольшее вымирание млекопитающих отмечается на рубеже эоцена и олигоцена [16]. В работе [10] нами были представлены факты, указывающие на глобальную близодновременность образования гидрогенных урановых месторождений на планете, синхронную с массовыми вымираниями и биотическими кризисами, вероятно, обусловленную едиными глобальными общепланетарными причинами, имевшими эндогенную природу. Неогеновая эпоха эксплозивной активности УЩ синхронно совпадает с проявлениями начала неогенчетвертичного уранового оруденения гидрогенного типа. Учитывая это, наряду с экзогенными факторами в процессе уранового рудообразования в осадочных отложениях Бугско-Днепровской металлогенической области важную роль играли и эндогенные факторы [4–6, 10, 11].

Определяющее влияние на миграцию урана при формировании урановых месторождений в осадочных толщах оказывали окислительно-восстановительные и щелочно-кислотные условия вод. Однако при выявлении источника рудного вещества, для понимания своеобразия миграции урана в ландшафтных условиях каждого конкретного региона, необходимо учитывать все особенности геологического развития региона, включая особенности разломноблоковой тектоники, в том числе роль влияния глубинных разломов, металлогению и т. д. Блоковое строение, как правило, сказывается на латеральном распределении фациальных комплексов. На границе блоков обычно изменяется фациально-геохимическая обстановка, мощности отдельных толщ, проницаемость пород, выклиниваются отдельные горизонты и т. д. Без решения вопросов основного источника урана при формировании промышленных рудных объектов различного генезиса, без выявления определяющих факторов первоначального концентрирования урана, его миграции и локализации в виде рудных объектов, наработки новых критериев невозможно эффективное прогнозирование и выявление объектов масштабного оруденения. Результаты исследований по разработке и использованию принципиально новых комплексов разноранговых критериев и основанных на их использовании технологий прогнозирования эндогенных и экзогенно-инфильтрационных промышленных месторождений урана УЩ освещены нами в ряде публикаций [7–9, 12, 13 и др.]. Учитывая актуальность проблемы наращивания промышленного потенциала минерально-сырьевой базы урана Украины за счет месторождений “песчаникового” типа, в данной статье на примере Саксаганско-Сурского рудного района УЩ, показана последовательная локализация разномасштабных перспективных на выявление промышленных месторождений урана указанного типа объектов с использованием новых критериев, пригодных для оценки перспектив ураноносности территорий и масштаба оруденения.

Цель статьи Оценка перспектив наращивания промышленного потенциала минерально-сырьевой базы урана Саксаганско-Сурского рудного района УЩ на основе использования расширенного комплекса критериев, признаков прогнозирования и поиска промышленных месторождений экзогенно-инфильтрационного типа. Методы исследований Для решения поставленных задач использовался комплекс геофизических, радиогеохимических и структурно-геологических методов исследований. Геолого-структурные особенности экзогенно-инфильтрационных месторождений урана Бугско-Днепровской металлогенической области Украинского щита В осадочном чехле УЩ выделена Бугско-Днепровская металлогеническая область, перспективная на выявление промышленного уранового оруденения в

зонах пластового окисления угленосной формации (А. В. Кузьмин и др., КП “Кировгеология”) (рис. 1). Она включает три основных урановорудных района: ЮжноБугский (с Садовым, Братским и Ташлыкским месторождениями), Ингуло-Ингулецкий (с Сафоновским, Девладовским и Христофоровским месторождениями) и Саксаганско-Сурский (с Новогурьевским, Сурским, Червоноярским, Еленовским, Криничанским, Хуторским и др. месторождениями). Литолого-фациальные комплексы пород, в которых сформировались промышленные концентрации урана месторождений экзогенно-инфильтрационного типа, представляют собой континентальные бучакские отложения, выполняющие глубокие части депрессий, которые сформировались в условиях гумидного субтропического климата, что обусловило их угленосность. По особенностям формирования и фациальному выполнению отложения, в которых формировались промышленные урановорудные концентрации,

Рис. 1. Обзорная схема Днепровского ураноугольного бассейна в отложениях среднего эоцена 1 – месторождения урана экзогенно-инфильтрационного типа; 2 – рудопроявления, 3 – точки минерализации, 4 – рудные районы: А – Южно-Бугский, Б – Ингуло-Ингулецкий, В – СаксаганскоСурский; 5 – палеодепрессии среднеэоценового возраста, 6 – участки полного размыва осадочных отложений в четвертичное время; 7 – граница Бугско-Днепровской металлогенической области; 8 – границы мегаблоков: I – Ингульского, II – Среднеприднепровского; III – Приазовского; 9 – осевые линии глубинных разломов: I – Субботско-Мошоринского, II – Девладовского; ІІІ – Братского; IV – Софиевско-Криничеватского; 10 – граница УЩ

относятся к трём литолого-фациальным комплексам: озерно-болотному, речному и лагунно-лиманному (А. В. Кузьмин, Г. Г. Чурзин, Н. Н. Макаренко, КП “Кировгеология”). Речной комплекс по характеру геологического разреза делится на два типа: а) небольшие палеореки с развитием русловых песчаных фаций, ритмичностью отложений, хорошим угленасыщением (Братское, Садовое, Сафоновское месторождения); б) сравнительно крупные палеодолины с развитием обломочного материала со слабой сортировкой и очень слабым угленасыщением. Условия фильтрации подземных вод в этих осадках отличаются. Лагуннолиманный комплекс представлен в основном глинисто-углистыми отложениями с подчиненным распространением мелко- и среднезернистых песков, отложения интенсивно углефицированы (восточная часть Днепробасса). Озерно-болотный комплекс по характеру геологического разреза делится на два типа: а) водораздельное плато (северо-западная и западная часть бассейна), б) прибрежные равнины (северный склон западной части бассейна), отложения характеризуются высокой изменчивостью состава, частым выклиниванием, сложным строением залежей, незначительным содержанием углистых песков, отсутствием чёткой упорядоченности в напластовании. Депрессии, выполненные этими отложениями, обычно имеют сложные очертания, близкую к изометричной форму. Строение и состав комплекса обусловливают затрудненную фильтрацию подземных вод. Исследования геолого-структурных особенностей экзогенно-инфильтрационных месторождений урана Бугско-Днепровской металлогенической области позволили нам выявить главную закономерность – у всех этих месторождений отмечается четкая геотектоническая избирательность, которая обеспечивала проявление энергичной гидродинамики в сфере водообмена и интенсивность эрозионных процессов [4, 5]. Выявлена закономерная связь формирования экзоген-

но-инфильтрационных месторождений с неотектоническими подвижками широтных долгоживущих разломов на участках пересечения с бучакскими палеодолинами (Субботско-Мошоринского и Девладовского для Саксаганско-Сурского рудного района, Девладовского и Софиевско-Криничеватского для Ингуло-Ингулецкого рудного района, Братского для ЮжноБугского рудного района). Нами выявлены признаки поступления большей части урана многокомпонентных руд месторождений экзогенно-инфильтрационного типа Ингуло-Ингулецкого рудного района с растворами по тектоническим зонам, которые контролируют палеодолины и сами являются рудоносными [4, 5]. Зоны разломов характеризуются радиогеохимической обстановкой с урановой специализацией. Выявленные особенности позволили при прогнозировании месторождений данного типа в угленосных отложениях осадочного чехла УЩ наряду с имеющейся методикой прогнозирования перспективных площадей и потенциально-урановорудных полей [14], экзогенных и геохимических факторов оруденения, дополнительно учитывать степень проявленности тектонического фактора на стадии рудоподготовки с целью повышения эффективности прогнозно-геологических и поисковых работ, объективной локализации площадей опоискования, экономии финансовых затрат, направленных на поиски месторождений урана “песчаникового” типа. Уточнённые рациональные комплексы региональных критериев и признаков уранового оруденения “песчаникового” типа в угленосных отложениях палеогена УЩ, синтезирующие всё положительное, наработанное за многие годы специалистами КП “Кировгеология” [14], и выявленные нами новые закономерности имеют следующий вид. Для стадии среднемасштабного прогнозирования 1:200 000 это: 1) зоны региональных долгоживущих разломов с установленными неотектоническими подвижками на участках пересечения с

бучакскими палеодолинами, отличающиеся широким развитием радиогидрогеологических ореолов урана, являющиеся областями разгрузки восходящих потоков ураноносных растворов в вышележащие отложения; 2) участки тектонических зон с радиохимической урановой специализацией в пределах долгоживущих разломов, служащие источниками разновозрастных концентраций урана, а также ураноносных растворов; 3) палеодепрессии, вмещающие угленосную формацию; 4) состав литолого-фациальных комплексов (в порядке убывания перспективности – речной, лагунно-лиманный, озерно-болотный), слагающих угленосную формацию; наличие водоупорных отложений, перекрывающих угленосную формацию; 5) площади размещения угленосных отложений выше уровня региональных дрен; урановое оруденение в породах угленосной формации, в том числе наличие объектов, связанных с зонами пластового окисления; 6) площади с аномальными концентрациями урана в пластово-трещинных водах. На стадии крупномасштабного прогнозирования (1:50 000) месторождений урана “песчаникового” типа тектонические критерии сохраняют ведущее значение, изменяется только масштаб их проявления: 1) зоны региональных долгоживущих разломов с установленными неотектоническими подвижками на участках пересечения с бучакскими палеодолинами, являющиеся областями разгрузки восходящих потоков ураноносных растворов в вышележащие отложения; 2) участки зон с радиохимической урановой специализацией в пределах долгоживущих разломов, служащие источниками разновозрастных концентраций урана с благоприятными гидродинамическими условиями; 3) области благоприятного литологического состава отложений (угленосность, преимущественно русловые фации); 4) благоприятная эпигенетическая зональность (критические области); 5) наличие водоупорных отложений, перекрывающих угленосную толщу; 6) наличие повышенных концентраций урана в угленосных от100

ложениях, вмещающих породах и породах водосборных областей питания; 7) большие водосборные площади (десятки, сотни квадратных километров), в пределах которых формировались грунтовые воды, питающие палеодепрессии; 8) гидравлические уклоны от областей питания грунтовых вод до участков их разгрузки. На основе последовательного использования разработанных прогнозно-поисковых комплексов критериев и признаков промышленного уранового оруденения экзогенно-инфильтрационного типа с соблюдением принципов системности, последовательных приближений и соответствия объектов масштабам исследований нами выполнены прогнозные построения для Саксаганско-Сурского рудного района Бугско-Днепровской урановорудной металлогенической области. Это позволяет существенно повысить эффективность локализации перспективных на поиски новых месторождений урана экзогенноинфильтрационного типа участков. Новые закономерности размещения экзогенно-инфильтрационных месторождений урана Саксаганско-Сурского рудного района Украинского щита Саксаганско-Сурский урановорудный район расположен в северо-восточной части Днепробасса и включает в себя верховья Александрийской, Попельнастовской, Куцеваловско-Солошинской, Пятихатской, Саксаганской, Верховцевской, Верхнеднепровской, Сурской и Синельниковской палеодепрессий северного склона УЩ (рис. 2). Входящие в контур района части депрессий лишь в самых своих верховьях и мелких ответвлениях выполнены угленосными отложениями речного комплекса второго типа разреза со свойственной плохой сортировкой обломочного материала, отсутствием чёткой ритмичности с переходом к северу в образования лагунно-лиманного комплекса. Для данной группы палеодепрессий характерно развитие водоупорных отложений разного уровня сплошности,

выполненных отложениями киевского, а в восточной части (Верхнеднепровская, Сурская, Синельниковская) и сарматского

яруса над угленосной толщей. В низовьях и средних частях палеодепрессий угленосные отложения находятся ниже регио-

Рис. 2. Схема совмещенных критериев и признаков уранового оруденения в отложениях угленосной формации палеогена Днепробасса УЩ (по материалам А. В. Кузьмина, Л. Н. Сухининой, КП “Кировгеология”, 2000 г.) с дополнениями и изменениями автора 1 – линеаменты широтных разломов: а – испытавших неотектонические подвижки и контролирующих промышленное урановое оруденение (цифры в квадратиках) 1 – Субботско-Мошоринский, 2 – Девладовский, б – иные, 2 – граница развития морских отложений бучакского яруса, 3 – палеогеновый региональный водораздел, 4 – современный региональный водораздел, 5 – участки депрессий с развитием углисто-глинистой пачки в верхней части разреза бучакского яруса: а – сплошное площадное развитие, б – в виде линз; 6 – палеодепрессии в фундаменте УЩ, выполненные отложениями угленосной формации палеогена; 7 – участки размыва континентальных угленосных отложений палеогена в четвертичное время; 8 – участки палеодепрессий с развитием верхнего водоупора, сложенного мергельно-глинистой толщей киевского яруса: а – сплошное развитие, б – в виде линз; 9 – участки палеодепрессий с развитием верхнего водоупора, сложенного глинисто-карбонатной толщей сарматского яруса: а – сплошное развитие, б – в виде линз; 10 – участки палеодепрессий с уровнем подземных вод в углистых отложениях, ниже регионального базиса эрозии в верхнеплиоцен-четвертичное время; фациальный состав континентальных угленосных отложений: 11 – озерно-болотный литофациальный комплекс водораздельных замкнутых или полузамкнутых водоёмов, 12 – речной литофациальный комплекс с преобладанием в разрезе: а – русловых, б – пойменных фаций; 13 – лагунно-лиманный литофациальный комплекс; 14 – отложения неясной фациальной принадлежности; ранжирование рудных объектов: 15 – месторождения, 16: а – рудопроявления, б – проявления; 17 – контуры радиогидроаномалий высокого и повышенного содержания урана в подземных трещинных водах пород фундамента; 18 – граница Бугско-Днепровской металлогенической области; 19 – границы: А – Саксаганско-Сурского урановорудного района, Б – Ингуло-Ингулецкого урановорудного района; 20 – рудные и потенциально-рудные площади: 1 – Никопольская, 2 – Пятихатско-Сурская, 3 – Синельниковская; 21 – эндогенные месторождения урана в карбонатно-натриевых метасоматитах

101

нального базиса эрозии. Новогурьевское, Хуторское месторождения сосредоточены в палеодолинах, заполненных речными отложениями. Сурское и Червоноярское месторождения приурочены к лагунно-лиманному комплексу пород. Одной из геолого-структурных особенностей площади Саксаганско-Сурского района является отсутствие чёткого контроля палеодепрессий близмеридиональными региональными разрывными структурами в породах фундамента. Палеодепрессии главным образом приурочены к участкам развития сети разнонаправленных разрывов и зон повышенной трещиноватости, что обуславливает их сложную морфологию. При этом на общем структурном фоне чётко проявлены осложнения Сурской палеодепрессии Девладовским широтным глубинным разломом, Саксаганской, Верховцевской, Верхнеднепровской палеодепрессий Субботско-Мошоринским и Девладовским широтными глубинными разломами (рис. 2). Все выявленные месторождения и рудопроявления экзогенно-инфильтрационного типа Саксаганско-Сурского рудного района группируются в широтной полосе шириной до 75 км и протяженностью более 270 км, ограниченной с юга Девладовским, а с севера – Субботско-Мошоринским региональными широтными разломами (рис. 2, 3). К этой полосе приурочены многочисленные широтные осложнения палеодепрессий и основная масса выявленных в указанных палеодепрессиях и их притоках проявлений урановой минерализации и радиоактивных аномалий. За пределами данной широтной полосы установлены лишь три радиоактивные аномалии и одно проявление урановой минерализации. Большинство месторождений урана “песчаникового” типа в Саксаганско-Сурском рудном районе сосредоточены в локальных близширотных отвержках палеодепрессий (отвержка – боковое ответвление от основного русла палеодепрессии, усложняющее ее конфигурацию), которые коррелируют с Субботско-Мошоринским и Девладовским широтными разломами (рис. 2, 3). 102

В районе верховий и средних частей палеодепрессий по результатам радиогеохимических исследований в породах фундамента установлены ряд локальных контрастных ореолов аномальных концентраций урана, вытянутых в виде полосы шириной до 10 км вдоль зоны широтного Девладовского разлома, и обширная региональная радиогидроаномалия повышенного содержания урана в трещинных водах пород фундамента широтной ориентировки (рис. 2). Касаясь источников урана в отложениях угленосной формации, необходимо отметить следующее. В породах фундамента Саксаганско-Сурского рудного района не установлено эндогенных месторождений урана, лишь единичные рудопроявления (рис. 3). Кристаллические породы Саксаганско-Сурского рудного района характеризуются низким фоновым содержанием урана до 1,5·10–4 %. На этом фоне отчётливо выделяются области распространения калиевых гранитоидов так называемых Криничанского, Кудашевского и Демуринского массивов, кислые породы которых содержат невысокие концентрации урана, в среднем соответственно 4,5·10–4, 3,5·10–4 и 2,5·10–4 %. В Саксаганско-Сурском рудном районе хорошо проявлены неотектонические движения в породах осадочного чехла. Анализ третичных отложений вблизи ряда месторождений “песчаникового” типа позволил выявить резкие изменения их мощности на коротких расстояниях, выпадение сарматского яруса, киевской, бучакской свит, появление удвоения их мощностей и т. д. Это сопровождается значительным несоответствием в отметках подошвы и кровли горизонтов. Главной особенностью является то, что такие проявления обычно расположены над или вблизи тектонических зон в фундаменте, чаще близширотного простирания. В районах хорошо изученных Сурского и Новогурьевского месторождений отмечены многочисленные проявления неотектонических движений в породах чехла и фундамента. Встречены интервалы перемятых пород мощностью до 10 м.

Рудные тела месторождений урана Саксаганско-Сурского района имеют сложную морфологию, что обусловлено их приуроченностью к породам речного комплекса с редуцированными мощностями песчаных слоёв и области

их перехода в лагунно-лиманный комплекс. Рудоносная толща представлена здесь переслаиванием песчаных, глинистых и углистых разностей, что привело к формированию сложных полироллов (рис. 4).

Рис. 3. Схема размещения месторождений и рудопроявлений урана различного генезиса в пределах площади Саксаганско-Сурского рудного района (структурная основа по А. В. Кузьмину, КП “Кировгеология”, 2008 г., с изменениями автора) 1 – метаморфизованные вулканогенно-осадочные формации (AR1); 2 – формация ультраметаморфических тоналитов и трондьемитов (AR1); гранит-зеленокаменная ассоциация: 3 – формация интрузивных диоритов и плагиогранитов (AR2), 4 – зеленокаменная толща: (AR2); 5 – формация ультраметаморфических плагиогранитов (AR2); 6 – формация ультраметаморфических гранитов (AR2); 7 – метаморфизованные осадочные и вулканогенно-осадочные формации (AR3), 8 – метаморфизованные осадочные и вулканогенно-осадочные формации (PR1); 9 – формация регрессивных ультраметаморфических гранитов (PR1); 10 – формация интрузивных чарнокитоидов и трахитоидных гранитов (PR1), 11 – формация ультраметаморфических гранитов (PR1), 12 – габбро-сиенитовая формация (PR2); 13 – девладовский комплекс (AR3); 14 – месторождения урана гидрогенного типа; 15 – рудопроявления урана гидротермального типа; 16 – гранитные массивы: 1 – Демуринский, 2 – Кудашевский, 3 – Криничанский, 4 – Мокромосковский; 17 – тектонометасоматические зоны (внемасштабные): 1 – Криничанская, 2 – Сухо-Хуторская, 3 – Новогурьевская, 4 – Милорадовская, 5 – Беккеровская, 6 – Мокромосковская; 18 – границы мегаблоков: І – Ингульский, ІІ – Среднеприднепровский, ІІІ – Приазовский; 19 – мантийные разломы, 20 – глубинные коровые разломы, 21 – региональные коровые разломы, 22 – крупные локальные разломы

103

104

Осадочные отложения: 1 – суглинки, 2 – красно-бурые глины; 3 – серые и зеленовато-серые глины, 4 – пески серые, среднезернистые, 5 – голубовато-серые глины, 6 – пески углистые темно-серые, 7 – пески слабоуглистые, 8 – вторичные каолины, 9 – глины углистые; 10–13 – кора выветривания по: 10 – гранитам плагиомикроклиновым, 11 – мигматитам розовым, 12 – мигматитам серым, 13 – аплит-пегматоидным гранитам, Докембрийские породы 14–17: 14 – граниты плагиомикроклиновые, 15 – мигматиты розовые, 16 – мигматиты серые, 17 – аплит-пегматоидные граниты; 18 – зоны богатого уранового оруденения, 19 – зоны уранового оруденения, 20 – гидротермально-метасоматическая зона

Рис. 4. Геологический разрез через центральную часть Криничанского месторождения урана Саксаганско-Сурского рудного района УЩ

Прямых критериев, позволяющих оценить долю различных источников урана в образовании промышленного уранового оруденения в бучакских отложениях, пока не существует. Однако имеется ряд признаков, свидетельствующих о большей доле урана, привнос которого осуществлялся по тектоническим нарушениям ураноносными растворами. Это и значительная (в отдельных случаях сопоставимая с содержанием урана) концентрация совместно с ураном ряда рудных элементов (селен, рений, иттрий и др.), источником которых не могут служить породы кристаллического фундамента и осадочного чехла района выявленных месторождений, отличающиеся фоновыми содержаниями этих элементов, существенно ниже кларкового. Наиболее изученными в Саксаганско-Сурском районе являются Сурское, Червоноярское и Новогурьевское месторождения. Они имеют некоторые черты, сходные и отличные с исследованными нами ранее месторождениями Южно-Бугского рудного района [4]. Так, аналогично с Братским месторождением (Южно-Бугский район) на Сурском месторождении вместе с ураном накапливались цирконий, молибден, никель, кобальт, медь, мышьяк с высокими коэффициентами концентраций, в основном, в виде сорбций и, в меньшей мере, в виде сульфидов. На Новогурьевском месторождении наряду со свинцом элементами-спутниками урана в рудном процессе являются накопленные иногда в сопоставимых с ураном концентрациях молибден, медь, цирконий. В разрезе аномальные концентрации рудных элементов преимущественно залегают в контуре урановых залежей и, чаще всего, при этом не устанавливается приуроченности аномальных концентраций рассматриваемых рудных элементов к какому-либо литолого-фациальному типу бучакских отложений и породам кристаллического фундамента. Однако отмечается развитие аномальных концентраций элементов-спутников урана над сильно обводнёнными зонами разломов в фундаменте, несущими местами

повышенные содержания этих элементов и уран, что, по нашему мнению, свидетельствует о значительном их привносе совместно с ураном глубинными трещинными водами. По обогащению тектонических зон кристаллического фундамента под месторождениями (Новогурьевское, Хуторское месторождения) рядом элементов, формирование русловых месторождений урана региона не объясняется удовлетворительно только лишь разрушением первичных эндогенных проявлений урановой минерализации или радиоактивных гранитов. Этот факт свидетельствует об источнике урана, поставляемого с растворами по разноориентированным тектоническим зонам, которые контролируют палеодолины и сами являются рудоносными. Выявленная закономерная связь формирования промышленных урановорудных концентраций с зонами разломов, испытавших неотектонические активизации, характерна для Саксаганско-Сурского, Ингуло-Ингулецкого [5] и Южно-Бугского [4] рудных районов, и ее использование позволит при прогнозировании месторождений данного типа в угленосных отложениях осадочного чехла УЩ существенно минимизировать перспективные площади для эффективного проведения дальнейших геологоразведочных работ. Оценка перспектив наращивания промышленного потенциала минерально-сырьевой базы урана Саксаганско-Сурского рудного района Украинского щита Перспективные объекты выделены нами на основе поэтапного использования уточнённых комплексов критериев и признаков объектов уранового оруденения экзогенно-инфильтрационного типа в угленосных отложениях палеоцена с соблюдением принципов системности, последовательных приближений и соответствия объектов масштабам исследований для стадии среднемасштабного прогнозирования 1:200 000 и стадии крупномасштабного прогнозирования масштаба 1:50 000.

105

За основу при среднемасштабном (1:200 000) прогнозировании была взята прогнозная карта на уран угленосной формации палеогена (А. В. Кузьмин, Л. Н. Сухинина, КП “Кировгеология”, 2000 г.), дополненная нами полученными за период с момента ее построения новыми фактическими данными, а также новыми критериями и признаками уранового оруденения в палеоценовых отложениях Днепробасса (линеаменты глубинных разломов, испытавших неотектонические подвижки, площадные радиогидроаномалии трещинных вод пород фундамента) (рис. 2). Приуроченность промышленно-ураноносных бучакских отложений к зонам долгоживущих тектонических разломов, испытавших неотектонические подвижки, является объективным критерием для эффективного проведения дальнейших поисковых работ в Саксаганско-Сурском рудном районе, включающем верховья Александрийской, Попельнастовской, Пятихатской, Саксаганской, Сурской, Верхнеднепровской, Синельниковской депрессий северного склона УЩ. Основная часть депрессий, входящих в контур Саксаганско-Сурского района, сложена образованиями лагунно-лиманного комплекса и лишь в мелких ответвлениях и отвержках – отложениями речного комплекса второго типа (Г. А. Гонтмахер, КП “Кировгеология”). В ранее выделенной Пятихатско-Сурской рудной площади на общем структурном фоне отчётливо выделяются широтные осложнения Сурской депрессии (Девладовский разлом), Саксаганской, Верховцевской и Верхнеднепровской депрессий дизъюнктивами Субботско-Мошоринского разлома. Все месторождения и рудопроявления Саксаганско-Сурского рудного района группируются в широтной полосе шириной до 25 км протяженностью до 95 км, ограниченной с юга Девладовским, с севера – Субботско-Мошоринским разломами, с многочисленными широтными осложнениями депрессий в этой полосе, на что обращали внимание специалисты 106

КП “Кировгеологии” Г. А. Гонтмахер, А. В. Кузьмин, но с позиции господствующей модели экзогенно-инфильтрационного рудообразования только вследствие влияния экзогенных факторов рудообразования это не находило полного объяснения. Фрагмент Сурской палеодепрессии, включающей Сурское и Червоноярское месторождения, Верхнеднепровской с Еленовским и Криничанским месторождениями, Верховцевской с Хуторским месторождением, Саксаганской с Новогурьевским месторождением находятся в пределах обширного радиогидроореола аномального содержания урана в трещинных водах пород фундамента широтного простирания. Верховья Сурской, Попельнастовской и западная ветвь Саксаганской депрессии находятся за пределами этого ореола и зоны влияния глубинных разломов, характеризуются почти полным отсутствием проявления урановой минерализации в бучакских отложениях (вмещают только три радиоактивные аномалии и одно проявление урановой минерализации) и должны быть исключены из дальнейшего опоискования. Синельниковская рудная площадь включает Синельниковскую палеодепрессию с установленными в ее отложениях Петромихайловским и Первозвановским месторождениями, расположенными в верховьях депрессии в зоне Девладовского разлома, с вытянутым вдоль него в виде широтной полосы длиной до 10 км контрастного радиогидроореола аномальных концентраций урана в трещинных водах пород фундамента. На основе выполненной прогнозной оценки заслуживают дальнейшего изучения верховья и средние части палеодепрессий Саксаганско-Сурского рудного района и поиск их новых ответвлений в пределах выделенной полосы широтного простирания зоны влияния широтных СубботскоМошоринского и Девладовского глубинного разломов с наложенным широтным аномальным радиогидроореолом урана в трещинных водах пород фундамента. Здесь могут быть выявлены новые место-

рождения в зонах пластового окисления как отложений речного комплекса, так и в переходных к лагунно-лиманным образованиям. Учитывая, что лишь 40 % территории Саксаганско-Сурского района изучено специализированными работами в масштабе 1:50 000 и крупнее (участки месторождений), а остальные в масштабе мельче 1:200 000 и он является наименее изученным из рудных районов БугскоДнепровской металлогенической области, нельзя исключать возможность выявления здесь значительных концентраций урана в угленосных отложениях, на это указывает и обширный радиогидроореол аномального содержания урана в трещинных водах, поэтому поиски месторождений, пригодных для отработки методом подземного выщелачивания необходимо сосредоточить в пределах перспективных участков Саксаганско-Сурского района. Согласно принятой модели уранового рудообразования экзогенно-инфильтрационного типа (Г. Г. Чурзин, Н. Н. Макаренко, КП “Кировгеология” [14]) основным поисковым критерием урановых месторождений в угленосных отложениях на стадии среднемасштабного прогнозирования принимается наличие областей выклинивания зон пластового окисления, сформированных ураноносными водами в угленосных отложениях. Из-за их незначительного площадного распространения часто выделение таких зон не представляется возможным. Но зоны пластового окисления являются составными частями глубинной зоны поверхностного окисления в областях ее контакта с угленосными отложениями. Эти области контакта имеют более широкое площадное распространение, чем зоны пластового окисления, но меньше площадей распространения угленосных отложений, что вызвано различным гипсометрическим уровнем их залегания (уровень залегания угленосных отложений погружается в сторону регионального дрена) и залегания подошвы глубинной зоны поверхностного окисления (контролируется глубиной вреза гидро-

сети). Область контакта между глубинной зоной поверхностного окисления и угленосными отложениями называют критическими областями, так как они являются областями контакта генетически разнородных и противоположных по окислительно-восстановительному потенциалу сред, где происходит миграция различных элементов и их осаждение (по Г. Г. Чурзину, КП “Кировгеология”). Отметим на примере Саксаганско-Сурского района, что распределение выделенных критических областей и, самое главное, локализация на их участках уранового оруденения в угленосных толщах чётко подчиняется структурному контролю Субботско-Мошоринского и Девладовского глубинных разломов, с установленными признаками неотектонических подвижек в их пределах [10, 11]. Учитывая такую закономерность площади для первоочередного опоискования в пределах выделенных критических областей, априори вмещающих зоны эпигенетической зональности сужаются, по меньшей мере, в два раза. В небольших по площади критических областях, установленных за пределами зон влияния указанных разломов, не установлено концентрации урана даже в масштабе точки минерализации, поэтому они однозначно исключаются из опоискования. Возникновение промышленных скоплений урана на ролловом фронте (на выклинивании зон пластового окисления в угленосных отложениях) обусловлено важнейшим условием – повышенным содержанием урана в водах. А это, в свою очередь, зависит от источников урана. Принимая во внимание, что содержания урана в кристаллических породах, подстилающих отложения Саксаганско-Сурского района, очень низкие (1,5–2,0·10–4 %), значимые эндогенные концентрации урана в бассейне водосбора отсутствуют, а основным источником, как мы установили, являются ураноносные трещинные воды зон глубинных разломов, перспективные площади опоискования первой очереди можно локализовывать областями благоприятного

107

литологического состава среднеэоценовых отложений (угленосность, водопроницаемость их подошвы) и перекрывающей углистые осадки толщей (непроницаемая кровля), благоприятной эпигенетической зональности (критические области), в зонах влияния глубинных разломов с установленными ореолами радиогидрогеохимических аномалий урана в подземных трещинных водах пород фундамента (они локализованы, главным образом, в широтных зонах Субботско-Мошоринского и Девладовского разломов) с благоприятными гидродинамическими условиями и, дополнительно, наличием повышенных концентраций урана в угленосных отложениях, вмещающих породах и породах водосборных областей питания, где, в совокупности, по комплексу критериев и признаков можно предположить наличие зон пластового окисления и урановое оруденение за счет комплексного источника урана. Перспективные участки второй очереди характеризуются наличием критических областей в зонах влияния глубинных разломов с относительной удаленностью бассейна разгрузки подземных вод при незначительном превышении поверхности угленосных отложений, что обуславливает пониженный напорный градиент подземных вод. Участки третьей очереди имеют не выясненную перспективность вследствие отсутствия геологических данных, но размещены в зонах влияния глубинных разломов и предположительного развития критических областей в угленосной толще. Результаты крупномасштабного прогнозирования с выделением перспективных для опоискования участков первой, второй и третьей очереди на основе степени суммарной проявленности уточненного комплекса критериев и признаков уранового оруденения в угленосных отложениях для Пятихатско-Сурской рудной площади Саксаганско-Сурского рудного района представлена на рис. 5. Все выделенные участки первой очереди опоискования характеризуются наличием 108

критических областей с пластовым окислением в зонах влияния глубинных Субботско-Мошоринского и Девладовского разломов, испытавших неотектонические подвижки, повышенными концентрациями урана в угленосных отложениях, площадными радиогидроаномалиями с аномальным и повышенным содержанием урана, с высоким напорным градиентом подземных трещинных вод. Участки II очереди опоискования характеризуются наличием критических областей с радиоактивными аномалиями в угленосных отложениях в зоне глубинных разломов, вмещают площадную и точечные радиогидроаномалии в угленосных отложениях и трещинных водах пород фундамента, изучены по редкой сети скважин, отрицательный признак – невысокий напорный градиент подземных вод. Участки III очереди опоискования находятся в зонах влияния глубинных разломов, но изучены лишь одиночными скважинами, характеризуются наличием площадных и точечных радиогидроаномалий в угленосных отложениях и трещинных водах пород фундамента, требуют дополнительного бурения. Таким образом, на основе использования уточнённого комплекса критериев уранового оруденения экзогенно-инфильтрационного типа в тесной связи с тектоническим фактором рудообразования на этапе рудоподготовки, мы последовательно на первом этапе среднемасштабного (масштаба 1:200 000) прогнозирования для Бугско-Днепровской металлогенической области Днепробасса оконтурили наиболее перспективные для выявления новых месторождений урана площади, вмещающие части палеодепрессий и на втором этапе – стадии крупномасштабного (масштаба 1:50 000) прогнозирования для Пятихатско-Сурской рудной площади Саксаганско-Сурского рудного района по максимальной проявленности критериев уранового оруденения в угленосных отложениях и степени специализированной изученности выделили участки палеодепрессий с залежами “песчаникового”

типа, связанными с экзогенно-эпигенетическим рудообразованием, I, II, III очередей опоискования, контролируемым среди прочих факторов и региональными разломами, испытавшими неотектонические подвижки. Это позволило обоснованно локализовать наиболее перспективные участки с уменьшением площадей для дальнейшего опоискова-

ния в пределах зон с наличием критических областей, в среднем, в два раза. Выводы и перспективы дальнейшего развития в данном направлении На основе синтеза и анализа всей имеющейся геолого-геофизической информации нами выполнен анализ геологоструктурных особенностей локализации

Рис. 5. Схема прогноза месторождений урана в угленосной толще палеогена ПятихатскоСурской рудной площади Саксаганско-Сурского рудного района УЩ (с использованием материалов Г. Г. Чурзина и др., КП “Кировгеология”) 1 – контур распространения угленосных отложений, 2 – линеаменты широтных разломов, испытавших неотектонические подвижки: 1 – Субботско-Мошоринский, 2 – Девладовский; 3 – критические области, 4 – площади отсутствия критических областей, 5 – площади отсутствия окисления в корах выветривания, 6 – площади отсутствия глубинной зоны поверхностного окисления, 7 – ореолы урана в кристаллических породах: а – повышенные содержания, б – аномальные содержания, 8 – водоразделы поверхности фундамента, 9 – радиогидроаномалии: а – площадные, б – точечные; 10 – аномальные содержание урана в подземных водах с увеличением относительного содержания от а до б; 11 – объекты с прямыми признаками ураноносности: а) месторождения; б) рудопроявления, в) проявления; 12 – направление движения подземных кислородных вод с увеличением содержания в них урана в порядке от а до д; перспективные участки для опоискования: 13 – I очереди; 14 – II очереди, 15 – III очереди

109

месторождений урана экзогенно-инфильтрационного типа в углистой формации палеогена Саксаганско-Сурского рудного района УЩ. Проанализированы особенности литолого-фациальных комплексов основных месторождений урана данного типа в районе исследований, выполнено обобщение материалов по связи выявленных месторождений с зонами глубинных разломов. Рассмотрены возможные источники рудного вещества на основе изучения закономерностей распределения урана и элементов-спутников в разновозрастных породах и зонах глубинных разломов, имеющих влияние на металлогению урана в породах осадочного чехла. Выполнена новая комплексная прогнозная оценка потенциала формирования промышленного уранового оруденения экзогенно-инфильтрационного типа для Саксаганско-Сурского урановорудного района УЩ, последовательно выделен ряд участков для дальнейших специализированных поисковых работ І, ІІ, ІІІ стадий перспективности по степени проявленности установленной благоприятной совокупности критериев и признаков промышленного уранового оруденения экзогенноинфильтрационного типа, что позволяет целенаправленно и эффективно проводить дальнейшие работы по наращиванию промышленного потенциала минеральносырьевой базы урана Украины. ЛИТЕРАТУРА 1. Абдулкабиров Х. Б. О глубинном происхождении растворов на урановых месторождениях в платформенных отложениях депрессионных структур//Геология Казахстана. – 1998. – № 2. – С. 40–46. 2. Генетические типы и закономерности размещения урановых месторождений Украины/под ред. Я. Н. Белевцева, В. Б. Коваля. – К.: Наукова думка, 1995. – 376 с. 3. Грушевой Г. В., Печенкин И. Г. Металлогения ураноносных осадочных бассейнов Центральной Азии. – М.: Изд-во ВИМС, 2003. – 120 с. 4. Калашник А. А. Геолого-структурные особенности экзогенно-инфильтрационных месторождений урана в Южно-Бугском рудном районе Украинского щита/А. А. Калаш-

110

ник//Зб. наукових праць УкрДГРІ. – 2012. – № 3. – С. 33–45. 5. Калашник А. А. Геолого-структурные особенности экзогенно-инфильтрационных месторождений урана в Ингуло-Ингулецком рудном районе Украинского щита//Науковий вісник НГУ. – 2013. – № 3. – С. 11–18. 6. Калашник А. А. Закономерности локализации месторождений урана экзогенно-инфильтрационного типа Днепровского ураноугольного бассейна Украинского щита в тесной связи с разломной тектоникой/А. А. Калашник//Зб. наукових праць УкрДГРІ. – 2013. – № 1. – С. 53–68. 7. Калашник А. А. Новые закономерности размещения и особенности формирования промышленных эндогенных месторождений урана Украинского щита//Зб. наукових праць УкрДГРІ. – 2014. – № 1. – С. 58–78. 8. Калашник А. А. Новые прогнозно-оценочные критерии в технологии прогнозирования формирования промышленных эндогенных месторождений урана Украинского щита/А. А. Калашник//Зб. наукових праць УкрДГРІ. – 2014. – № 2. – С. 27–54. 9. Калашник А. А. Новая технология прогнозирования и поиска крупных эндогенных месторождений урана в тесной связи с особенностями глубинного строения литосферы// Вестник ВГУ. Серия Геология. – 2014. – № 2. – С. 5–12. 10. Калашник А. А. Роль тектонического фактора в формировании гидрогенных месторождений урана в Днепровской урановорудной области Украинского щита//Зб. наукових праць УкрДГРІ. – 2012. – № 1. – С. 75–93. 11. Калашник А. А. Роль тектонического фактора при формировании экзогенноинфильтрационных месторождений урана в Бугско-Днепровской урановорудной области Украинского щита/А. А. Калашник//Науковий вісник НГУ. – 2012. – № 4. – С. 36–43. 12. Калашник А. А. Роль глубинных факторов в формировании промышленного эндогенного уранового рудообразования УЩ/ А. А. Калашник//Зб. наукових праць УкрДГРІ. – 2013. – № 3. – С. 33–48. 13. Калашник А. А. Технология прогнозирования промышленных эндогенных месторождений урана Украинского щита (на основе концепции астеносферного концентрирования рудогенных компонентов): [монография]/А. А. Калашник. – Кировоград: Изд-во “КЛАНАУ”, 2014. – 324 с. 14. Макаренко Н. Н. Модель образования и перспективы развития в Украине сырьевой

базы урановых месторождений песчаникового типа/Н. Н. Макаренко, Г. Г. Чурзин, А. В. Кузьмин: тез. докл. научно-практ. конф. “Кировгеологии – 60 лет: история, достижения, перспективы”. – (Киев, 22–23 ноября 2007 г.). – К., 2007. – С. 40–44. 15. Металлические и неметаллические полезные ископаемые Украины. Том 1. Металлические полезные ископаемые/[Гурский Д. С., Есипчук К. Е., Калинин В. И. и др.]. – КиевЛьвов: Изд-во “Центр Европы”, 2005. – 785 с. 16. Невесская Л. А. Определитель миоценовых двустворчатых моллюсков Юго-Западной Евразии/Л. А. Невесская, И. А. Гончарова, Н. П. Дарамонова и др.//Труды ПИН. – 1993. – Т. 247. – 412 c. 17. Синчук В. В. Взаимосвязь технологий добычи и переработки урановых руд и состояния балансовых запасов//Доклады Межд. научно-практ. конф. “Актуальные проблемы геологии, прогноза, поисков и оценки месторождений твердых полезных ископаемых”. – (Симф. – Судак, 27 сент. – 3 окт. 2010 г.). – К.: Академпериодика, 2011. – С. 118–123. 18. Шмариович Е. М., Максимов М. Ф. Пластовоинфильтрационное рудообразование. – М.: Недра, 1993. – 160 с. 19. Keller G. Biotic turnover in benthic Foraminifera across the Cretaceous Tertiary boundary at El Kef, Tunisia/G. Keller//Palaeogeogr., Palaeoclimatol., Palaeoecol. – 1988. – Vol. 66. – P. 153–171. 20. Sepkoski J. Jr. Patterns of Phanerozoic extinction: A perspective from global data bases/ J. Jr. Sepkoski//Global events and event stratigraphy in the Phanerozoic: result of International Interdisciplinary cooperation in the IGCP project 216 “Global biological events in Earth history”/ Berlin: Springer-Verlag, 1995. – P. 35–52. REFERENCES 1. Abdulkabirov H. B. About depth genesis of solutions on uranium deposits in platform’s sediments of depression structures//Geologiya Kazahstana. – 1998. – № 2. – P. 40–46. (In Russian). 2. Genetic types and regularities of location Uranium of deposits in Ukraine/[Belevtsev Ja. N., Koval V. B., Bakarzhiev A. H i dr.]; pod red. Ja. N. Belevtseva, V. B. Kovalya. – Kyiv: Naukova dumka, 1995. – 376 p. (In Russian). 3. Grushevoy G. V., Pechenkin I. G. Metallogeny of uranium-bearing sedimentary basins of the Central Asia. – Мoskva: Izd-vo VIMS, 2003. – 120 p. (In Russian). 4. Kalashnik A. A. The geological-structural features of uranium exogenous-in�ltration depos-

its in the South-Bugsky ore district of the Ukrainian shield//Zb. naukovykh prats UkrDHRI. – 2012. – № 3. – P. 33–45. (In Russian). 5. Kalashnik A. A. The geological-structural features of uranium exogenous-in�ltration deposits in the Ingulo-Inguletsky ore district of the Ukrainian shield//Nauk. visnyk NHU. – 2013. – № 3. – P. 11–18. (In Russian). 6. Kalashnik A. A. Conformities to law of localization of exogenous-in�ltration uranium deposits of the Dneprovsky uranium-coal basin of the Ukrainian Shield in close connect with fault tectonic//Zb. naukovykh prats UkrDHRI. – 2013. – № 1. – P. 53–68. (In Russian). 7. Kalashnik A. A. The new conformities to law of placement and features of formation of industrial endogenic uranium deposits of the Ukrainian Shield//Zb. naukovykh prats UkrDHRI. – 2014. – № 1. – P. 58–78. (In Russian). 8. Kalashnik A. A. New prognostic-evaluation criteria in technology prognosis of forming industrial endogenic uranium deposits of the Ukrainian Shield//Zb. naukovykh prats UkrDHRI. – 2014. – № 2. – P. 27–54. (In Russian). 9. Kalashnik A. A. Prognostication of major endogenous uranium deposits with take into account to features of the Ukrainian Shield lithosphere structure//Vestnik VGU. Seriya Geologiya. – 2014. – № 2. – С. 34–42. (In Russian). 10. Kalashnik A. A. The role of depth factor in formation of hydrogenous uranium deposits in the Dneprovskaya uranium ore district of the Ukrainian shield//Zb. naukovykh prats UkrDНRI. – 2012. – № 3. – P. 33–45. (In Russian). 11. Kalashnik A. A. The role of the depth factor in formation of exogenous-in�ltration uranium deposits in the Bugsko-Dneprovsky uranium district of the Ukrainian shield//Nauk. visnyk NHU. – 2012. – № 4. – P. 36–43. (In Russian). 12. Kalashnik A. A. The role of the depth factors in formation of endogenous industrial uranium ore formation of the UkrSh//Zb. naukovykh prats UkrDHRI. – 2013. – № 3. – P. 33–48. (In Russian). 13. Kalashnik A. A. Technology prognostication of industrial endogenous uranium deposits of the Ukrainian Shield (based on the concept of initial concentration of ore components in asthenosphere): [monograph]/A. A. Kalashnik. – Kirovograd: “KLANAU” Publishing House, 2014. – 324 p. (In Russian). 14. Makarenko N. N., Churzin G. G., Kuzmin A. V. Model of formation and prospect of development in Ukraine of mineral-resource base of uranium sandstone type deposits//Tez. Mezhd. nauchno-prakt. konf. “Kirovgeologii – 60 let:

111

istoriya, dostizheniya, perspektivy”. – (Kiev, Noyabr, 22–23, 2007). – Kіev, 2007. – P. 40–44. (In Russian). 15. Metallic and nonmetallic minerals of the Ukraine. Volume 1. Metallic minerals/ [Нursky D. S., Esipchuk K. E., Kalinin V. I. and dr.]. – Kyiv-Lviv: Izd-vo “Tsentr Evropy”, 2005. – 785 p. (In Russian). 16. Nevesskaya L. A., Goncharova I. A., Daramonova N. P. Identi�er of the Miocene’s double-wing mollusks of the South-West Eurasia//Tgudy PIN. – 1993. – Т. 247. – 412 p. (In Russian). 17 Sinchuk V. V. Interconnection technologies for the extraction and processing of uranium ores and the state of balance reserves//Doklady Mezhd. nauchno-prakt. konf. “Aktualnye problemy geologii, prognoza, poiskov i otsenki mestorozhdeniyj tverdyh poleznyh iskopaemyh”.

– (Simferopol – Sudak, 27sent. – 3 okt. 2010). – Kіev: Akademperiodika, 2011. – P. 118–123. (In Russian). 18. Shmariovich E. M., Maksimov M. F. Stratum-in�ltration ore formation. – Moskva: Nedra, 1993. – 160 p. (In Russian). 19. Keller G. Biotic turnover in benthic Foraminifera across the Cretaceous Tertiary boundary at El Kef, Tunisia//Palaeogeogr., Palaeoclimatol., Palaeoecol. – 1988. – Vol. 66. – P. 153–171. 20. Sepkoski J. Jr. Patterns of Phanerozoic extinction: A perspective from global data bases/ J. Jr. Sepkoski//Global events and event stratigraphy in the Phanerozoic: result of International Interdisciplinary cooperation in the IGCP project 216 “Global biological events in Earth history”/Berlin: Springer-Verlag, 1995. – P. 35–52.

Р у к о п и с о т р и м а н о 18.11.2015.

Г. А. Калашник, д-р геол. наук, професор КЛАНАУ ОЦІНКА ПЕРСПЕКТИВ РОЗВИТКУ ПРОМИСЛОВОГО ПОТЕНЦІАЛУ УРАНОВОГО ЗРУДЕНІННЯ ЕКЗОГЕННО-ІНФІЛЬТРАЦІЙНОГО ТИПУ В САКСАГАНСЬКО-СУРСЬКОМУ РУДНОМУ РАЙОНІ УКРАЇНСЬКОГО ЩИТА Представлено нові закономірності геолого-структурних умов формування родовищ урану екзогенно-інфільтраційного типу у вуглистій формації палеогену СаксаганськоСурського рудного району УЩ. Розглянуто можливі джерела урановорудної речовини на основі вивчення закономірностей розподілу урану та елементів-супутників у різновікових породах і зонах глибинних розломів, які мають вплив на металогенію урану в породах осадового чохла. Представлено уточнені комплекси критеріїв та ознак середньомасштабного і великомасштабного прогнозування родовищ екзогенно-інфільтраційного типу в палеогенових відкладах УЩ. Виконано оцінку перспектив розвитку промислового потенціалу уранового зруденіння екзогенно-інфільтраційного типу в Саксагансько-Сурському районі УЩ. У межах П’ятихатсько-Сурської площі Саксагансько-Сурського району УЩ виділено ділянки для спеціалізованих пошукових робіт І, ІІ, ІІІ стадій перспективності за ступенем прояву встановленої сприятливої сукупності критеріїв та ознак промислового уранового зруденіння екзогенно-інфільтраційного типу. Ключові слова: екзогенно-інфільтраційні родовища урану, промисловий потенціал, тектонічний фактор.

G. A. Kalashnyk, Doctor of Geological Sciences (Sc. D. (G.)), Professor of Kirovograd Flight Academy of National Aviation University (KFA NAU) ASSESMENT OF DEVELOPMENT PROSPECTS OF URANIUM ORE MINERALIZATION INDUSTRIAL POTENTIAL OF EXOGENOUSLY-INFILTRATION TYPE IN THE SAKSAGANSKO-SURSKY ORE REGION OF THE UKRAINIAN SHIELD Useful for working of the method of in-situ leaching sandstone-type deposits in Ukraine are stable pro�table. Researching and discovery of new industrial deposits of sandstone type is one of the ways to increase the stability of mineral resources base of uranium Ukraine to changes economic conditions. Real preconditions identifying of new uranium deposits of sandstone geologicalindustrial types and irregular degree of research of territory Saksagansko-Sursky ore district of the Ukrainian Shield (UkrSh) makes this region one of the most promising �elds for the search, which 112

can be practiced by in-situ leaching method. New regularities geological-structural conditions of formation of uranium deposits exogenously-in�ltration type in Paleogene’s carbonaceous formations of the Saksagansko-Sursky ore district of the UkrSh presented in the article. Analysis of the main features of the lithofacies complexes of the sandstone uranium deposits presented in the article. The compilation of submissions of the exogenous in�ltration uranium deposits with zones of deep faults satis�ed. The possible sources of uranium ore material in the formation of uranium industrial deposits of sandstone type are described in the article. These conclusions are based on study of the regularities of distribution of uranium and its satellite elements in sediments and rocks of different ages and in zones of deep faults having in�uence on metallogeny of uranium in sedimentary cover. An improved complexes criteria and singess for medium-scale and for large-scale prognostication of exogenously-in�ltration deposits in the Paleogene’s sediments are presented in the article. Assessment of prospects of development of industrial potential of uranium ore exogenously-in�ltration type in Saksagansko-Sursky ore district is performed. Within the Pyatihatsko-Surskaya territory of the Saksagansko-Sursky ore district of the Ukrainian Shield prospective areas for further specialized prospecting works highlighted. These areas are divided into I, II, III stage prospects in the degree of appearances of favourable set of criteria and signs of industrial uranium ore occurrences of the exogenously-in�ltration type. This research allowed to reduce square for further prospecting an average of two times. Keywords: exogenous-in�ltration deposits of uranium, industrial potential, tectonic factor.

113

УДК 556.535.8 (477.85/.86)

В. В. Карабин, канд. геол. наук, доцент, завідувач кафедри екологічної безпеки (Львівський державний університет безпеки життєдіяльності), м. Львів, Україна, vasyl.karabyn@gmail.com

ЗАКОНОМІРНОСТІ ЗМІНИ МАКРОКОМПОНЕНТНОГО ХІМІЧНОГО СКЛАДУ ВОД РІКИ БІЛОГО ЧЕРЕМОШУ Викладено результати досліджень змін макрокомпонентного хімічного складу поверхневих вод р. Білого Черемошу у зв’язку з природними й техногенними чинниками. Визначено хімічний склад промивальної рідини. Виявлено незначний вплив буріння нафтогазової свердловини на макрокомпонентний склад поверхневих вод, який пов’язаний зі збільшенням мінералізації води та вмісту в ній іонів натрію й калію, хлору та сульфат-іонів. Обґрунтовано зміну макрокомпонентного складу вод, пов’язану з геологічною будовою ділянки досліджень. Ключові слова: мінералізація, калій, сульфати, хлориди, нафтогазова свердловина.

Вступ Контроль якості поверхневих вод, з’ясування причин та механізму зміни їх хімічного складу – важливий етап створення умов для підвищення екологічної безпеки регіону. За даними багаторічних досліджень впливу якості природних середовищ на здоров’я людини виявлено тісний кореляційний зв’язок (r=0,87) між інтегральним показником забруднення вод і станом здоров’я населення України [7]. У цьому контексті особливо важливим є збереження високої якості вод малих гірських річок, води яких часто визначають екологічну безпеку великих територій униз за течією. Води гірських річок зазвичай мають низьку мінералізацію та незабруднені, оскільки протікають у регіонах з низьким техногенним навантаженням, тому їх дослідження є вкрай актуальним. Однією з таких незабруднених річок є Білий Черемош [4]. Актуальність результатів наших досліджень зросла, оскільки останніми роками на р. Білому Черемоші споруджено кілька міні-ГЕС, які докорінно змінили не тільки плин річки, а ймовірно, і її гідрохімію [3]. Результати наших

досліджень можуть слугувати тим реперним матеріалом, відносно якого можна буде оцінювати вплив нових техногенних об’єктів у басейні річки. Мета досліджень полягала в оцінці впливу будівництва нафтогазових свердловин у межах різко розчленованого гірського рельєфу на зміну геохімічних та екологічних параметрів довкілля. Пропонована стаття присвячена аналізу змін макрокомпонентного хімічного складу поверхневих вод р. Білого Черемошу у зв’язку з природними й техногенними чинниками. Об’єктом досліджень є річка Білий Черемош – правий витік р. Черемошу, води якого впадають у р. Прут, а далі в р. Дунай. Довжина річки Білого Черемошу 51 км, площа басейну 632 км2. Середня ширина русла 15–25 м, ухил річки 9,5 м/км. У будові річки виділяють до восьми цокольних терас [12]. Білий Черемош має паводковий режим, що створює додаткові ризики забруднення. У тектонічному плані верхня частина р. Білого Черемошу перетинає Чорногорський покрив, нижня частина тече впоперек простягання лусок

ISSN 1682-3591. Збірник наукових праць УкрДГРІ. № 1/2015

114

Скибових Карпат [8]. Чорногорський покрив є продовженням покриву Аудіа (Румунські Карпати) й поділяється на Скупівський та Говерлянський субпокриви, для яких характерні вузькі тектонічні луски, насунуті одна на одну [1]. Геологічна будова регіону визначає його ландшафтну структуру. Характерною морфологічною особливістю району досліджень є паралельні хребти з чітко вираженим простяганням на північ–захід – південь–схід. За геоморфологічним районуванням [11] витоки Білого Черемошу належать до Свидовецько-Чорногорського гірського масиву Полонинсько-Чорногорських Карпат, а нижня течія – до Ворохта-Путильського

ерозійного низькогір’я Покутсько-Буковинських Карпат геоморфологічної області Зовнішніх Карпат (рис. 1). Методика досліджень. Еколого-геохімічні дослідження здійснило Львівське відділення Українського державного геологорозвідувального інституту (ЛВ УкрДГРІ) впродовж 2007–2010 рр. У цей час річка текла природним руслом, на ній ще не було збудовано міні-ГЕС. Зміни хімічного складу поверхневих вод р. Білого Черемошу ми намагалися виявити в різні пори року, відбираючи проби води зимою, весною та восени. У кожному періоді спостережень ми відбирали щонайменше одну пробу вище зони потенційного впливу

Рис. 1. Оглядові гідрологічна та геологічна схеми району досліджень (В. В. Кузовенко, В. Є. Шлапінський, 2007 р.) Території басейнів річок: 1 – Черемошу; 2 – Пруту; 3 – Пістинки–Лючки; 4 – гірської частини приток Пруту, 5 – передгірної частини приток Пруту; 6 – рівнинної частини приток Пруту. Умовні знаки на геологічній карті: 7 – середньоверховинська підсвіта олігоцену; 8 – нижньоверховинська підсвіта олігоцену; 9 – головецька світа олігоцену; 10–11 – шипотська світа крейди (з підсвітами); 12 – лінії контакту стратиграфічних одиниць; 13 – лінія насуву покриву; 14 – лінія насуву луски; 15 – пробурені глибокі свердловини; 16 – сверд. Семаківська-1; 17 – лінія розрізу; 18 – річка Білий Черемош

115

сверд. Семаківська-1, що дало нам змогу отримати фонові значення, з якими ми порівнювали результати аналізів вод униз за течією. У зоні можливого впливу глибокої свердловини ми відбирали три–п’ять аналізів вод. Загалом за всі періоди спостережень ми відібрали 28 проб поверхневих вод. Перший період спостережень було виконано до початку буріння нафтогазової сверд. Семаківська-1, у жовтні 2007 р. Останній період польових досліджень проведено в травні 2009 р. Уміст головних компонентів вод виявлено кiлькiсним аналізом стандартними методами (аналітик Л. Карп’як). Умiст суми іонів натрію й калiю визначено полуменево-фотометричним методом за допомогою полуменевого фотометра FM-6. Концентрацію іонів кальцію, магнію, гідрокарбонату, хлоридів досліджено титрометричним методом, сульфатів – ваговим [9]. Результати досліджень та їх обговорення. Для здійснення оцінки впливу будівництва нафтогазової свердловини на стан вод р. Білого Черемошу необхідно охарактеризувати природні умови району досліджень і техногенне навантаження. Природну компоненту хімічного складу річкових вод визначали у двох аспектах. Ми здійснили перший етап досліджень до початку буріння сверд. Семаківська-1 та на кожному етапі спостережень здійснювали відбір води на фоновій ділянці. За результатами першого етапу спостережень визначили, що природні води р. Білого Черемошу у цей період мали низьку мінералізацію й характеризувалися здебільшого гідрокарбонатним магнієво-кальцієвим складом [4]. За результатами моніторингових досліджень р. Білого Черемошу на ділянці вище потенційного впливу сверд. Семаківська-1 виявлено гідрокарбонатний склад в аніонній складовій води й кальцієво-магнієвий і магнієво-кальцієвий склад у катіонній. Мінералізація (0,256–0,331 г/дм3) дещо збільшувалася зимою:

116

Виявивши тенденцію до збільшення мінералізації вод зимою, нам не вдалося виявити надійні сезонні закономірності зміни макрокомпонентного складу поверхневих вод у зв’язку з недостатньою тривалістю проведених досліджень. Ця проблема лежить у рамках фонового моніторингу довкілля. Зважаючи на високу якість вод території досліджень, доцільно облаштувати пункти фонового моніторингу в нижніх частинах рік Білого Черемошу й Чорного Черемошу або хоча б один пункт нижче злиття обох цих рік. Питання моніторингу малих річок Карпатського регіону є вкрай актуальним, що відзначено зокрема у звіті підрозділу ООН з охорони довкілля [13]. Техногенне навантаження. Територія басейну р. Білого Черемошу – найчистіший куточок Карпат [2, 10]. Головними об’єктами можливого впливу на якість вод річки є нафтогазопошукова сверд. Семаківська-1, домашні господарства, малі лісозаготівельні та деревообробні підприємства, об’єкти колишнього колгоспу. Глибока сверд. Семаківська-1 була запроектована на розкриття палеоцен-еоценових відкладів Бітлянського субпокриву Кросненського покриву Карпат у межах Семаківської структури. Сверд. Семаківська-1 з поверхні пробурила товщу Чорногорського покриву, складеного четвертинними утвореннями (0–8 м) і відкладами шипотської світи нижньої крейди (9–375 м), і на глибині 385 м увійшла в породи олігоцену (385–1 300 м) і палеоцен-еоцену (1 300– 1 500 м) Кросненського покриву. Буріння свердловини здійснено буровою установкою БУ-75-БР. Під час буріння й випробування свердловини використовувалися дизелі 1Д-12 для головного приводу, Воля-Н – для приводу насосів потужністю 450 к. с. та дизель-генераторна станція ТМЗ-ДЕ 104 С3 потужністю 100 кВт. Для успішного проведення свердловини до проектної глибини, вирішення поставлених геологічних завдань та якісного розкриття продуктивних горизонтів була запроектована така інтервальна характеристика промивальної рідини.

Інтервал 0–500 м Під час буріння в цьому інтервалі не передбачалося розкриття горизонтів з проявами води, нафти та газу. Для створення протитиску на схильні до зсувів та обвалів породи шипотської світи й непродуктивної частини верховинської світи буріння здійснено з використанням калієвого мінералізованого бурового розчину густиною 1,18–1,24 г/см3. Обробляли розчин карбоксилметилцелюлозою (КМЦ), конденсованою сульфід спиртовою бардою (КССБ), хлоридом калію (КСІ), гумовою крихтою, деревною тирсою, глинопорошком. Інтервал 500–1 300 м Під час буріння в цьому інтервалі можливі газонафтоводопрояви. Коефіцієнт аномальності пластового тиску – 1,2. Обробляли розчин КМЦ, КССБ, КСІ, сульфанолом, гумовою крихтою, обважнювали баритом. Інтервал 1 300–1 500 м Під час буріння в цьому інтервалі можливі нафтогазоводопрояви, коефіцієнт аномальності – 1,25. Обробляли розчин КМЦ, КССБ, КСІ, нафтою, сульфанолом, графітом, обважнювали баритом. Варто зазначити, що КМЦ містить високі концентрації фенолів, а КССБ та нафта містять джерела як фенолів, так і нафтопродуктів [5, 6, 14]. За результатами наших досліджень промивальна рідина, яка використовувалася у верхньому інтервалі розрізу, характеризувалася мінералізацією 7,8 г/дм3 і містила іони натрію та калію в кількості 2218 мг/дм3, кальцію – 268 мг/дм3, магнію – 96 мг/дм3, хлору – 1896 мг/дм3, гідрокарбонату – 2928 мг/дм3 і сульфат-іонів – 383 мг/дм3. У разі потрапляння на ландшафт найбільшу потенційну загрозу для довкілля будуть передусім чинити іони хлору й натрію та калію, які промивальна рідина містить у великих кількостях. Об’єм вибуреної породи – 103,98 м3, об’єм шламу в результаті вилучення породи –57,2 м3. Під час буріння шлам зберігався в ємностях об’ємом 80 м3. Після закінчення буріння шлам стужавлювали цементом і вивозили на сміттєзвалище

м. Вижниці. Об’єм відпрацьованого бурового розчину – 141,5 м3. Відпрацьований буровий розчин (БР) об’ємом 84,9 м3 після очищення використовувався повторно. Об’єм бурових стічних вод з урахуванням трикратного використання – 94,3 м3. Бурові стічні води після трьох циклів водозвороту збирали в закриті ємності об’ємом 100 м3, відстоювали й вивозили на груповий збірник с. Старуня. Побутові стоки об’ємом 56,2 м3 збирали в бетонованій ємності об’ємом 12 м3, відстоювали та вивозили на очисні споруди комунального підприємства м. Вижниці. Окрім глибокої нафтогазової свердловини, вплив на довкілля можуть чинити виявлені в процесі маршрутних спостережень численні малі лісопереробні пункти та занедбані об’єкти колишнього колективного господарства. Вплив буріння свердловини на мінливість хімічного складу вод. Безіменний потічок, який протікає за 600–900 м від бурового майданчика сверд. Семаківська-1, є об’єктом, за допомогою якого можна найкраще оцінити безпосередній локальний вплив будівництва свердловини на макрокомпонентний склад поверхневих вод. Вода потічка гідрокарбонатна магнієвокальцієва. До початку буріння свердловини, у жовтні 2007 р., мінералізація води в потічку була 0,29 г/дм3, у січні 2008 р., одразу після початку буріння свердловини, мінералізація на ділянці впливу глибокої свердловини зросла до 0,41 г/дм3. Вище, поза зоною впливу глибокої свердловини, мінералізація води потічка в цей час становила 0,32 г/дм3. Збільшення мінералізації води відбулося передусім внаслідок підвищення концентрації іонів натрію й калію, уміст яких порівняно з фоновими значеннями зріс у 2,4 раза, іонів хлору, кількість котрих зросла майже в 1,9 раза, та сульфат-іонів, кількість їх збільшилась у 1,4 раза. Чотирма місяцями пізніше, весною, мінералізація води становила 0,32 г/дм3 за фонового значення 0,31 г/дм3, тобто вплив буріння сверд. Семаківська-1 у цей період був малопомітним. Восени 2008 р. і в подальших циклах спостережень вплив

117

глибокої свердловини на макрокомпонентний склад води безіменного потічка ми не фіксували. Відносний уміст головних компонентів вод потічка, у формулах Курлова, надаємо станом на січень 2008 р., коли було зафіксовано найбільший вплив буріння свердловини на зміну макрокомпонентного складу вод: Фонова ділянка

Ділянка безпосереднього впливу сверд. Семаківська-1

У водах р. Білого Черемошу зимою й весною 2008 р. зафіксовано незначне збільшення мінералізації та іонів натрію й калію, хлору та сульфатів порівняно з пробами, відібраними вище. Униз за течією, нижче с. Яблуниця, мінералізація води річки зростає, хімічний склад води змінюється з гідрокарбонатного магнієво-кальцієвого (інколи кальцієво-магнієвого) на гідрокарбонатний натрієво-кальцієвий. Подібне збільшення мінералізації вниз за течією ми зафіксували ще до початку буріння свердловини [4], що вказує на частково природну складову цього процесу. Далі, униз за течією, мінералізація вод ще збільшується, передусім унаслідок збільшення концентрації іонів кальцію та гідрокарбонату. Це, імовірно, зумовлено тим, що р. Білий Черемош залишає Чорногорський покрив, складений на поверхні району досліджень кременистими пісковиками, аргілітами та алевролітами шипотської світи нижньої крейди, і входить у Кросненський і Скибовий покриви, які в районі сіл Яблуниця, Конятин складені вапнистим флішем нерозчленованої товщі палеоцен-еоцену та головецькою світою й нижньою підсвітою верховинської світи олігоцену. Окрім вапнистих пісковиків та аргілітів згаданих світ, у підошві верховинської світи наявний горизонт смугастих вапняків, а в нерозчленованій

118

товщі палеоцен-еоцену трапляються прошарки вапняків і мергелів (рис. 2). Висновки 1. Одним з небезпечних агентів техногенного впливу в процесі буріння глибокої свердловини є промивальна рідина, яка постійно містить КМЦ, КССБ, хлорид калію, під час буріння глибше 500 м – сульфанол і глибше 1 300 м – нафту. За результатами наших досліджень промивальна рідина, яка використовувалася у верхньому інтервалі розрізу, характеризувалася мінералізацією 7,8 г/дм3 і містила іони натрію й калію в кількості 2 218 мг/дм3, кальцію – 268 мг/дм3, магнію – 96 мг/дм3, хлору – 1 896 мг/дм3, гідрокарбонату – 2 928 мг/дм3 і сульфат-іонів – 383 мг/дм3. У разі потрапляння на поверхню найбільшу потенційну загрозу для довкілля будуть чинити іони хлору та натрію й калію, які промивальна рідина містить у великих кількостях. 2. Результати хімічних аналізів цих вод указують на незначний вплив буріння нафтогазової свердловини на макрокомпонентний склад вод у двох точках: у безіменному потічку й р. Білому Черемоші, поблизу сверд. Семаківська-1. Далі 1 км впливу буріння глибокої свердловини на зміну макрокомпонентного складу вод не виявлено. Техногенний вплив на макрокомпонентний склад вод зафіксовано лише двічі – зимою й весною 2008 р. Цей вплив був відсутній уже восени 2008 року й не фіксувався пізніше. Вплив сверд. Семаківська-1 був пов’язаний зі збільшенням мінералізації води та вмісту в ній іонів натрію й калію, уміст яких у безіменному потічку порівняно з фоновими значеннями зріс у 2,4 раза, іонів хлору, кількість їх зросла майже в 1,9 раза, та сульфат-іонів, кількість котрих збільшилась у 1,4 раза. 3. Виявлено зміну макрокомпонентного складу вод, пов’язану з геологічною будовою ділянки досліджень. Зокрема в межах Чорногорського покриву, складеного на поверхні району досліджень кременистими пісковиками, аргілітами та алевролітами шипотської світи нижньої крейди, води р. Білого Черемошу мають

Рис. 2. Характеристика мінливості макрокомпонентного складу води р. Білого Черемошу (В. В. Карабин, 2010 р.) Характеристика мінливості мінералізації води: 1 – медіана; 2 – діапазон 25–75 %; 3 – діапазон від мінімуму до максимуму; 4 – точки відбору проб води

гідрокарбонатний магнієво-кальцієвий та кальцієво-магнієвий склад мінералізацією 0,26–0,33 г/дм3. У межах Кросненського й Скибового покривів, які на денній поверхні складені вапнистим флішем із суцільним горизонтом смугастих вапняків палеогенового віку, склад води змінюється на гідрокарбонатний натрієво-кальцієвий, мінералізація вод збільшується до 0,39 г/дм3. ЛІТЕРАТУРА 1. Гайдук Т. Локальні поля напружень Чорногорського та Буркутського покривів Українських Карпат/Тарас Гайдук//Геологія і геохімія горючих копалин. – 2009. – № 2 (147). – С. 51–57. 2. Гуцуляк В. М. Медико-екологічна оцінка ландшафтів Чернівецької області/В. М. Гуцуляк, К. П. Наконечний. – Чернівці: Чернівецький нац. ун-т, 2010. – 200 с.

3. Ільчишин Я. Екологічні загрози будівництва каскаду міні-ГЕС на території басейну р. Черемош/Я. Ільчишин//Вісник Львівського університету. Серія географічна. – 2014. – Вип. 45. – С. 403–407. 4. Карабин В. В. Гідрохімія головних йонів вод р. Білий Черемош/Василь Карабин// Геологiя та геохiмiя горючих копалин. – 2013. – № 1–2. – C. 101–106. 5. Карабин В. В. Щодо динаміки забруднення ґрунтових вод Передкарпаття у зоні техногенезу родовищ нафти/Василь Карабин, Володимир Колодій, Олександр Яронтовський, Юлія Козак, Оксана Карабин//Праці наукового товариства імені Шевченка. Т. XІX. Геологічний збірник. – 2007. – С. 182–190. 6. Карабин В. В. Оцінка природних і техногенних ризиків забруднення фенолами природних вод Передкарпаття (на прикладі Стрийського водозабору)/В. В. Карабин,

119

Ю. З. Козак, В. В. Колодій//Пошукова та екологічна геохімія. – 2006. – № 5. – С. 35–40. 7. Ковалевська І. Статистичний аналіз та оцінювання впливу екологічного стану довкілля на здоров’я населення і якість життя людини/ І. Ковалевська//Вісник КНУ ім. Т. Шевченка. Серія: Економіка. – 2013. – № 134. – С. 30–32. 8. Лозиняк П. Основні принципи і схема тектонічного районування Українських Карпат/П. Лозиняк, М. Петрашкевич//Праці наукового товариства ім. Шевченка/Наук. т-во ім. Шевченка. – Львів: НТШ, 2007. – Т. 19. Геологічний збірник. – С. 50–62. 9. Лурье Ю. Ю. Унифицированные методы анализа вод/Лурье Ю. Ю. − М.: Химия, 1984. − 486 с. 10. Мельник А. В. Українські Карпати: еколого-ландшафтознавче дослідження/А. В. Мельник. – Львів: ВЦ ЛНУ ім. І. Франка, 1999. – 286 с. 11. Рудько Г. Інженерно-геологічний аналіз Карпатського регіону України/Г. Рудько, Я. Ковальчук. – Львів: ВЦ ЛНУ ім. І. Франка, 2002. – 172 с. 12. Фігура Л. А. Етапи формування річкових долин Чорного і Білого Черемошу та їх золотоносності/Л. А. Фігура//Зб. наук. пр. Інституту геологічних наук НАН України. – 2008. – Вип. 1. – С. 186–189. 13. Carpathians Environment Outlook 2007. Published by the United Nations Environment Programme. – 2007. – 236 p. http://keo.gridw.pl/ KEO_Raport_FULL/KEO_�nal_FULL.pdf 14. Karabyn V. Classifying the sources of pollution of Transcarpathian’s territory for the oil well’s construction/V. Karabyn. Geologica Carpathica. ISSN 1335-0552 (CD). Bratislava: VEDA, Publishing Hause of the Slovak Academy of Sciences. – 2002. – Vol. 53. REFERENCES 1. Haiduk T. The local �elds of paleostress of the Chornahora and Burkut nappes of the Ukrainian Carpathians//Heolohiia i heokhimiia horiuchykh kopalyn. – 2009. – № 2 (147). – Р. 51–57. (In Ukrainian). 2. Hutsuliak V. M., Nakonechnyi K. P. Medico Environmental evaluation of landscapes of the Chernivtsi region. – Chernivtsi: Chernivetskyi nats. un-t, 2010. – 200 p. (In Ukrainian). 3. Ilchyshyn Ya. Environmental threats of the cascade construction of mini Hydroelectric Power Plant on the territory of the Cheremosh River basin//Visnyk Lvivskoho universytetu. Seriia heohra�chna. – 2014. – Issue 45. – Р. 403–407. (In Ukrainian).

120

4. Karabyn V. Hydrochemistry of the main ions of the White Cheremosh river//Heolohiia ta heokhimiia horiuchykh kopalyn. – 2013. – № 1–2. – Р. 101–106. (In Ukrainian). 5. Karabyn V., Kolodiy V., Yarontovskyi O., Kozak Yu., Karabyn O. About polution dynamics of the soil waters in the Precarpathians within technogeneses of the oil �elds//Pratsi naukovoho tovarystva im. Shevchenka. Nauk. t-vo im. Shevchenka. Heolohichnyi zbirnyk. – Lviv: NTSh, 2007. – Р. 182–190. (In Ukrainian). 6. Karabyn V. V., Kozak Yu. Z., Kolodiy V. V. The assessment of the natural and man-caused risks of pollution of the Carpathian Foothills waters by phenols//Poshukova ta ekolohichna heokhimiia. – 2006. – № 5. – Р. 35–40. (In Ukrainian). 7. Kovalevska I. The statistical analysis and evaluation of in�uence of the environmental conditions on human’s health and quality of life//Visnyk KNU im. T. Shevchenka. Seriia Ekonomika. – 2013. – № 134. – Р. 30–32. (In Ukrainian). 8. Lozyniak P., Petrashkevych M. The basis principles and scheme of tectonic division of the Ukrainian Carpathians//Pratsi naukovoho tovarystva im. Shevchenka. Nauk t-vo im. Shevchenka. Heolohichnyi zbirnyk. – Lviv: NTSh, 2007. – Vol. 19. – Р. 50–62. (In Ukrainian). 9. Lurie Yu. Yu. Uni�ed methods of water analysis. – Moskva: Himija, 1984. – 486 p. (In Russian). 10. Melnyk A. V. Ecological landscape research of the Ukrainian Carpathian Mountains. Lviv: VTs LNU im. I. Franka, 1999. – 286 p. (In Ukrainian). 11. Rudko H., Kovalchuk Ya. Engineering geological analysis of the Carpathian Region in Ukraine. – Lviv: VTs LNU im. I. Franka, 2002. – 172 p. (In Ukrainian). 12. Figura L. А. Stages of formation of Black and White Cheremosh thalwegs and goldqbearing//Zbirnyk naukovykh prats Instytutu heolohichnykh nauk NAN Ukrainy. – 2008. – Iss. 1. – Р. 186–189. (In Ukrainian). 13. Carpathians Environment Outlook 2007. Published by the United Nations Environment Programme. – 2007. – 236 p. http://keo.gridw.pl/ KEO_Raport_FULL/KEO_�nal_FULL.pdf 14. Karabyn V. Classifying the sources of pollution of Transcarpathian’s territory for the oil well’s construction/V. Karaby. Geologica Carpathica. ISSN 1335-0552 (CD). – Bratislava: VEDA, Publishing Hause of the Slovak Academy of Sciences. – 2002. – Vol. 53.

Р у к о п и с о т р и м а н о 13.01.2015.

В. В. Карабын, Львовский государственный университет безопасности жизнедеятельности, г. Львов, Украина, vasyl.karabyn@gmail.com ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ МАКРОКОМПОНЕНТНОГО ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ВОД РЕКИ БЕЛОГО ЧЕРЕМОША Изложены результаты исследований изменений макрокомпонентного химического состава поверхностных вод р. Белого Черемоша в связи с природными и техногенными факторами. Установлено химический состав промывочной жидкости. Выявлено незначительное влияние бурения нефтегазовой скважины на макрокомпонентный состав поверхностных вод, который связан с увеличением минерализации воды и содержания в ней ионов натрия и калия, хлора и сульфат-ионов. Обосновано изменение макрокомпонентного состава вод в связи с геологическим строением участка исследований. Ключевые слова: минерализация, калий, сульфаты, хлориды, нефтегазовая скважина.

V. V. Karabyn, Lviv State University of Life Safety, Lviv, Ukraine, vasyl.karabyn@gmail.com THE REGULARITIES OF CHANGE IN THE MACRO COMPONENT CHEMICAL COMPOSITION OF THE BILYI CHEREMOSH RIVER WATERS The research results of the changes evaluation in the macro component chemical composition of the Bilyi Cheremosh River surface waters due to natural and man-caused factors are presented in the article. The research object the Bilyi Cheremosh River is the right source of the Cheremosh River, the waters of which �ow into the Prut River and further into the Danube River. It was established that the drilling �uid used in drilling of the upper part of section had a mineralization of 7,8 g/dm3 and contained ions of sodium and potassium in quantities of 2218 mg/dm3 , calcium – 268 mg/dm3 , magnesium – 96 mg/dm3 , chlorine – 1896 mg/dm3, hydro carbonate – 2928 mg/dm3 and sulfate ions – 383 mg/dm3 . Minor effect of the oil and gas well drilling on the surface water macro component composition, which is related to the water mineralization increase and the content of ions of sodium, potassium, chlorine and sulfate ions was found. The change in the macro component waters composition related to the geological structure of the investigated area was substantiated. Particularly, waters of the Bilyi Cheremosh River within the Chornogirskyi nappe have hydrogen carbonate magnesium-calcium composition with the mineralization of 0, 26–0, 33 g/dm3. The Chornogirskyi nappe is the continuation of the Audia nappe in the Romanian Carpathian Mountains and within the research surface area it is composed of siliceous sandstone, argillite and aleurolites of the Lower Cretaceous Shypotska Suite. Further down the stream within the Krosnenskyi and Skybovyi nappes the water mineralization increases to 0, 39 g/dm3 primarily as a result of the increase in the concentration of calcium ions and hydrogen carbonate. The chemical composition change of waters is caused by the presence of calcareous �ysch with the solid horizon of the striated limestone of the Paleogene period in the strata of the Krospenskyi and Skybovyi nappes. Keywords: mineralization, potassium, sulphates, chlorides, oil and gas well.

121

ВІТАЄМО З ЮВІЛЕЄМ ОЛЕКСАНДРА ЮХИМОВИЧА ЛУКІНА 5 лютого виповнилося 75 років відомому в Україні та за її межами вченому-геологу, дійсному члену НАН України Олександрові Юхимовичу Лукіну. О. Ю. Лукін – визнаний фахівець у галузі загальної і регіональної геології, нафтогазової геології та літології. Він розробив нові напрями пошуково-розвідувальних робіт щодо визначення покладів нафти й газу, запропонував і впровадив у виробництво понад 60 рекомендацій на проведення геофізичних досліджень і буріння на перспективних структурах, брав активну участь у відкритті нових нафтогазоносних комплексів, зон нафтогазонакопичення та багатьох родовищ вуглеводневої сировини. Дослідження Олександра Юхимовича відіграли значну роль в обґрунтуванні перспектив нафтогазоносності горизонтів глибокого залягання Дніпровсько-Донецької западини, рифогенно-карбонатних комплексів, неантиклінальних і комбінованих пасток Східного, Західного й Південного нафтогазоносних регіонів України, а також у розробленні методів прямих пошуків нафти й газу. У 1971–1985 рр. учений керував низкою комплексних програм, розроблених відповідно до постанов Ради Міністрів УРСР. Завдяки виконанню цих програм було виділено нові зони нафтогазонакопичення в різновікових комплексах Дніпровсько-Донецького, Карпатського та Азово-Чорноморського регіонів. У 1991 р. О. Ю. Лукін одержав Державну премію України. У 1970 р. Олександр Юхимович захистив у Харківському державному університеті кандидатську дисертацію на тему “Формации и вторичные изменения каменноугольных отложений Днепровско-Донецкой впадины (в связи с нефтегазоносностью)”, а в 1990 р. в Інституті геологічних наук НАН України – докторську дисертацію, яка ґрунтується на всебічному вивченні рифогенів та присвячена розробленню нового напряму на межі літології, геодинаміки, нафтогазової геології та геохімії – літогеодинамічного аналізу нафтогазоносних басейнів. Монографію “Литогеодинамические факторы нефтегазонакопления в авлакогенных бассейнах”, підготовлену на базі докторської дисертації, відзначено премією імені В. І. Вернадського НАН України. Наукові інтереси О. Ю. Лукіна поширюються далеко за межі України. Беручи участь у спільних дослідженнях і складанні “Карты зон выклинивания коллекторов и рифовых комплексов в европейской части СССР” (1977) та “Палеогеоморфологического атласа СССР” (1983), він вивчав літологію і нафтогазоносність Середньоширотного Приоб’я, Тимано-Печорської провінції, Західного Уралу, різних районів Східноєвропейської платформи.

122

До фундаментальних наукових досліджень Олександра Юхимовича, крім розроблення основ літогеодинамічного аналізу, належать: – виявлення низки нових особливостей геологічного складу, літології і палеогеографії, нафтогазоносності, а також соленосності, бокситоносності, гідротермальної рудоносності Дніпровсько-Донецького авлакогену; – відкриття унікальних за потужностями перехідних шарів на межах девону й карбону, турне і візе Дніпровсько-Донецької западини та обґрунтування зв’язку з ними самостійних нафтогазоносних комплексів; – визначення низки нових стратиграфічних рівнів накопичення гідрокарбопелітів (“чорних сланців”, доманікоїдів тощо), розкриття їх ролі в нафтогазонакопиченні; – розроблення принципово нової системно-прогнозної класифікації пасток (покладів) вуглеводнів з виділенням їх нових морфогенетичних типів, наявність яких згодом було доведено пошуково-розвідувальними роботами; – розроблення теоретичних основ закономірностей екранування вуглеводневих скупчень та їх фазово-геохімічної диференціації; – установлення гіпогенно-алогенетичної метасоматичної природи вторинних колекторів на великих глибинах; – відкриття ін’єкційних упроваджень глибинної вуглеводнево-полімінеральної речовини в тріщинах природного гідророзриву порід нафтогазоносних комплексів глибокого залягання; – визначення залежності між ізотопним складом водню різних сортів нафти (конденсатів) та геодинамічними умовами нафтогазонакопичення; – обґрунтування геосинергетичної концепції походження нафти й газу тощо. Для творчої біографії вченого характерний тісний зв’язок прикладних розроблень з різнобічними науковими дослідженнями в галузі літології, палеогеографії, стратиграфії, фаціального та формаційного аналізу, тектоногеодинамічних, геотермобаричних і флюїдодинамічних закономірностей формування нафтогазоносних басейнів. О. Ю. Лукін – автор та співавтор понад 400 друкованих, 70 рукописних (фондових) праць і двох винаходів; виголосив понад 100 наукових доповідей на всеукраїнських і міжнародних наукових конференціях та геологічних конгресах (у Великобританії, Австрії, Польщі, Туреччині, Італії, Норвегії, Германії, В’єтнамі, Литві, Азербайджані, Білорусі, Росії). Багато часу й сил професор Лукін віддає суспільно-науковій діяльності, будучи академіком і членом президії Української нафтогазової академії, експертом ВАК України (з початку заснування в 1993 р.) та Комітету з державних премій України в галузі науки і техніки, членом редколегії “Геологічного журналу” та інших періодичних видань, науковим керівником аспірантів і здобувачів. Нині О. Ю. Лукін сповнений творчих ідей, енергії і з захопленням працює над проблемами оцінки вуглеводневого потенціалу надр України та обґрунтуванням головних напрямів його освоєння. Цим життєво важливим для нашої країни дослідженням присвячено низку останніх публікацій, доповідей і виступів ювіляра. Наукова громадськість, колеги й друзі щиро вітають Олександра Юхимовича з ювілеєм, бажають йому активного довголіття, натхнення та нових наукових відкриттів.

123

РЕФЕРАТИ ЗВІТІВ НАУКОВО-ДОСЛІДНИХ РОБІТ, ЩО НАДІЙШЛИ ДО ФОНДІВ УКРАЇНСЬКОГО ДЕРЖАВНОГО ГЕОЛОГОРОЗВІДУВАЛЬНОГО ІНСТИТУТУ У 2014 РОЦІ

УДК 551(477) Малюк Б. І., Ліхошерстов О. О., Карленко І. С., Колісник Т. Є., Зур’ян Т. В. Розробка засад науково-методичного супроводу іноземних інвестицій та міжнародної інтеграції геологічних досліджень з метою подальшого розвитку мінерально-сировинної бази України (тема 682). Звіт про НДР: у 2-х книгах, 488 с., 117 рис., 137 табл., 31 джерело. Український державний геологорозвідувальний інститут (УкрДГРІ), Київ, 2014. Об’єкт досліджень: науково-методичний супровід іноземних інвестицій і міжнародної інтеграції геологічних досліджень для подальшого розвитку мінерально-сировинної бази України. Мета роботи: розробка засад науково-методичного супроводу іноземних інвестицій, які здійснюються іноземними компаніями в проекти, пов’язані з розвідкою та розробкою родовищ корисних копалин в Україні, та міжнародної інтеграції досліджень, пов’язаних з геологічним вивченням надр. У звіті наведено результати вивчення умов і механізмів реалізації інвестицій у надрокористуванні у світі, зокрема нормативно-правових умов на прикладі декількох країн, ризиків реалізації інвестицій у надрокористуванні, банківських техніко-економічних обґрунтувань, фінансового забезпечення та інвестиційних процесів на прикладі оцінки цих умов самими геологорозвідувальними і видобувними компаніями. Розроблено проект “Концепції діяльності Державної служби геології та надр України з питань міжнародного співробітництва”. Здійснено англомовні переклади основних нормативно-правових актів України в галузі геологічного вивчення й використання надр і переклад англійською мовою комплектів “Державної геологічної карти України масштабу 1:200 000”. Висвітлено результати конкретних науково-організаційних робіт у межах виконання теми, спрямованих насамперед на розвиток міжнародного співробітництва, зокрема проведення науково-практичних конференцій, симпозіумів, польових геологічних екскурсій, робочих зустрічей і нарад представників геологічних служб України та інших країн, підготовки презентаційних та експозиційних матеріалів, зокрема для забезпечення участі делегацій Держгеонадр України в роботі міжнародних форумів. Ключові слова: надрокористування, інвестиції, геологорозвідувальні роботи, родовища корисних копалин, міжнародне співробітництво, інтеграція, гармонізація, геологічні служби. УДК 550(838) Мармалевський Н. Я., Сергій Г. Б., Постнікова Н. М., Ковальов В. П., Мостовенко Н. В., Вандер О. В. та ін. Розробка методики пошуку пасток вуглеводнів в девонських відкладах ДДЗ на основі структурних та сейсмопараметричних досліджень (тема 699). Звіт про НДР: в 1-й книзі 165 с., 67 рис., 5 табл., 28 джерел, 4 графічні додатки. Український державний геологорозвідувальний інститут (УкрДГРІ), Київ, 2014. Об’єкт досліджень: девонські відклади південної та північної прибортових зон ДДЗ.

124

Метою роботи є вдосконалення методики пошуків пасток вуглеводнів у межах девонських відкладів прибортових зон ДДЗ на основі сейсмостратиграфічних і сейсмопараметричних досліджень, що базуються на атрибутному аналізі, випробування її в межах перспективних ділянок поширення девонських відкладів ДДЗ. Розроблено граф поглибленої обробки даних сейсморозвідки в характерних для відкладів девону складних сейсмогеологічних умовах. Він описаний на прикладі обробки однієї з площ у системі FOCUS. На Шевченківсько-Іскрівській площі виконано поглиблену обробку та атрибутний аналіз по 44 сейсмічних профілях, розроблено нову геологічну модель нижньокарбонових і девонських відкладів. Виконано прогноз перспективних ділянок у девоні, виділено три антиклінальні структури. Випробувано розроблену в попередніх роботах методику комплексної сейсмічної декомпозиції (CSD-технологія), в цільових інтервалах виділено зони покращених колекторських властивостей. На Личківській площі виконана дообробка даних сейсміки 3D. Запропонована нова геологічна модель відкладів девону, виявлені перспективні об’єкти, побудовані карти ізохрон по 11 горизонтах. Ключові слова: девонські відклади, граф обробки, сейсмопараметричний аналіз, 3D-сейсморозвідка, CSD-технологія, Шевченківська, Іскрівська, Личківська площі. УДК 550.83.013:553.98(477.8) Морошан Р. П., Заяць Х. Б., Кушта Г. Й. та ін. Моделювання глибинного розрізу та виявлення нафтогазоперспективних ділянок в центральній частині передгір’я Українських Карпат за результатами комплексних різномасштабних геофізичних досліджень (892). Звіт про НДР: 153 с., 46 рис., 1 табл., 70 бібл., 12 текст. додатків. Український державний геологорозвідувальний інститут (УкрДГРІ), Київ, 2014. Побудовані просторові моделі розподілу електричних опорів за даними магнітотелуричного зондування, швидкостей за даними кореляційного методу заломлених хвиль сейсморозвідки та сейсмокаротажу передгір’я Українських Карпат. Створена глибинна геологічна модель геотраверсу Перегінське – Калуш – Галич, який перетинає Бориславсько-Покутський і Самбірський покриви, Більче-Волицьку зону та Львівський палеозойський прогин; для кожного з цих структурно-тектонічних елементів виділені перспективні ділянки та обґрунтована їх нафтогазоносність. Побудовані структурні карти ерозійного палеорельєфу найперспективніших ділянок центральної частини Більче-Волицької зони, виділені палеодолини та палеовиступи, показана нова модель будови Гринівського газового родовища та можливих його супутників. На Угринівській, Берлоги – Петранській, Болехів – Баличі – Болохівській ділянках виявлені нові нафтогазоперспективні об’єкти. Ключові слова: сейсморозвідка, комплекс геофізичних методів, моделювання геологічного розрізу, центральна частина передгір’я Українських Карпат, перспективи нафтогазоносності. УДК 556.388. (477.42) Яндюк Л. М., Мусуріна Т. Д. Розроблення інформаційного, програмного та технічного забезпечення вивчення існуючих та потенційних джерел забруднення підземних вод в межах Житомирської області та створення автоматизованої бази даних (тема 33/08). Звіт про НДР: у 2-х книгах, 139 c., 1 графічний додаток, 2 рис., 6 табл., 37 джерел. Український державний геологорозвідувальний інститут (УкрДГРІ), Київ, 2014.

125

Об’єкт досліджень – аркуші М-35-IV, V, VI, Х, ХI, ХII, ХVI, ХVII, ХVIII, ХХII, ХХIII, ХХIV, Житомирська область, 23 райони. Мета робіт – розроблення інформаційного та програмного забезпечення вивчення існуючих і потенційних джерел забруднення підземних вод. Для вирішення поставлених завдань виконаний комплекс робіт зі збору та систематизації інформації по всій території досліджень, вибіркове (на 24 ділянках, де були виділені (М. М. Макаренко, 1991 р.) ділянки із забрудненням підземних вод), первинне обстеження техногенних об’єктів з відбором проб води. Висвітлені геолого-гідрогеологічні та екологічні умови району робіт, визначені основні забруднювальні елементи та сполуки і природа їх надходження. Складений каталог існуючих і потенційних джерел забруднення підземних вод, а також попередня база даних існуючих і потенційних джерел забруднення підземних вод для забезпечення можливості накопичення такої інформації в разі її надходження або змін у процесі моніторингу. Ключові слова: джерела забруднення, підземні води, техногенні об’єкти, захищеність підземних вод, статичний рівень, Житомирська область.

126

ДО ВІДОМА АВТОРІВ Редакція журналу “Збірник наукових праць УкрДГРІ” приймає оригінальні, раніше не опубліковані статті геологічної, геолого-мінералогічної та технічної тематик. Статті надсилаються в друкованому (два примірники) й електронному вигляді, бажано українською мовою. Електронний варіант приймається на компакт-диску чи електронною поштою. Обсяг однієї наукової статті – до 20 сторінок машинопису через два інтервали (разом з таблицями, фото, рисунками та підписами до них, бібліографічним списком, анотацією), оглядової – 10–15 сторінок, інформаційного повідомлення – три–чотири сторінки. До рукопису необхідно додати акт експертизи, лист-рекомендацію й такі відомості про автора/авторів: прізвище, ім’я та по батькові (повністю); вчене звання і вчений ступінь; посада чи професія; місце роботи (назва установи чи організації); робоча адреса, номер телефону; домашня адреса, номер телефону, електронна адреса. До кожної статті обов’язково наводяться: номер УДК, анотація, назва статті та ключові слова (українською, російською та англійською мовами), бібліографічний список за алфавітом (оформлений відповідно до сучасних вимог), таблиці, рисунки та підписи до них (окремі файли). У тексті посилання на літературу надаються у квадратних дужках за номером у списку. Комп’ютерні макети рисунків приймаються за дотриманням таких умов. Р а с т р о в а графіка: чорно-біле зображення – *.TIF чи *.PSD (Adobe PhotoShop 7.x, 8.х); повнокольорове зображення – *.TIF, *.EPS, *.PSD-формат, розрізнення 300 dpi. Кольорова модель CMYK, чорний колір в одному каналі. В е к т о р н а графіка: файли формату *.Al, *.EPS (Adobe Іllustrator v. 8.x, 9.х) чи *.CDR (Corel Draw v. 11.x, 12.х, 13.х). Використані шрифти мають бути подані окремо або переведені в криві. Растрову графіку до векторного макета не заносити. Для подальшого підвищення наукового рейтингу журналу та його дописувачів варто звернути увагу на такі вимоги: 1. Єдиним джерелом інформації щодо змісту статті для іноземних спеціалістів є анотація англійською мовою. Тому її обсяг може бути більшим (до 250 слів) за обсяг анотації українською мовою (російською). Вимоги до анотацій англійською мовою: інформативність (відсутність загальних слів); змістовність (відображення основного змісту статті та результатів досліджень); застосування термінології, характерної для іноземних спеціальних текстів; єдність термінології в межах анотації; відсутність повторення відомостей, що містяться в заголовку статті. Перед анотаціями надається ПІБ усіх авторів, назва організації та назва статті. В англійськомовному варіанті прізвища авторів статей надаються в одній з прийнятих міжнародних систем транслітерації. Автоматизувати процес транслітерації можна безкоштовно, скориставшись для російського тексту: http://translit.ru/, для українського тексту: http://translit.kh.ua/. Для повного й коректного створення профілю автора дуже важливо наводити місце його роботи. Застосування в статті офіційної, без скорочень, назви організації англійською мовою запобігатиме втраті статей у системі аналізу організацій та авторів. Бажано вказувати в назві організації її відомство за належністю. 2. Крім звичайного списку посилань, складеного за алфавітом, в аналітичній системі SСОРUS необхідно наводити окремим блоком списки використаної літератури (References) латиницею. Для українсько- та російськомовних статей з журналів, збірників, матеріалів конференцій структура бібліографічного опису така: автори (транслітерація), переклад назви статті англійською мовою, назва джерела (транслітерація, курсив),

127

вихідні дані, в дужках – мова оригіналу (іn Russian, in Ukrainian). Якщо в списку є посилання на іноземні публікації, вони повністю повторюються в списку, який створюється в латинському алфавіті. Найточнішу ідентифікацію статей з електронних журналів можна отримати, якщо навести унікальний ідентифікатор (Digital Object Identi�er – DOI). За наявності в статті DOI посилання на статтю буде однозначно правильно визначено. РЕДАКЦІЙНА КОЛЕГІЯ журналу знову звертає особливу увагу безпосередньо авторів, учених рад та адміністрацій підприємств (за рекомендаціями й клопотаннями яких до видання надходять різноманітні матеріали) на підвищення вимог до публікацій з боку Вищої атестаційної комісії України. Виходячи з постанови президії ВАК України від 15.01.2003 р. № 7-05/1, до друку прийматимуться лише наукові статті, які мають такі необхідні елементи: постановка проблеми в загальному вигляді та її зв’язок з важливими науковими чи практичними завданнями; аналіз останніх досліджень і публікацій, в яких започатковано розв’язання цієї проблеми і на які спирається автор, виділення не вирішених раніше частин загальної проблеми, котрим присвячується означена стаття; формування цієї статті (постановка завдання); виклад основного матеріалу дослідження з повним обґрунтуванням отриманих наукових результатів; висновки з цього дослідження й перспективи подальших розвідок у цьому напрямі. Матеріали надсилати відповідальному секретарю збірника А. Я. Парфеновій за адресою: 04114, м. Київ-114, вул. Автозаводська, 78. Тел.: 432-34-07. Е-mail: parfenova_а@ukr.net. Відомості про публікації нашого журналу можна знайти на офіційному сайті УкрДГРІ – www.ukrdgri.gov.ua, на сайті Національної бібліотеки України імені В. І. Вернадського – http://www.irbis-nbuv.gov.ua/cgi-bin/irbis_nbuv/cgiirbis_64.exe?Z21ID=&I21DBN=UJRN&P21 DBN=UJRN&S21STN=1&S21REF=10&S21FMT=juu_all&C21COM=S&S21CNR=20&S21P01 =0&S21P02=0&S21P03=PREF=&S21COLORTERMS=0&S21STR=UDGRI, Автори відповідають за точність викладених фактів, даних, цитат, бібліографічних довідок, написання географічних назв, власних імен, геологічних термінів тощо.

128