Михайлов В.А., Курило М.В. та ін. Горючі корисні копалини України

Подождите немного. Документ загружается.

Розділ 3. Вугільні басейни Укераїни

229

Костянтинівською і Горлівською антикліналями. Південне, пологіше

крило, утворює Вовчанську брахіантикліналь, де встановлені плікати-

вні форми – флексури і мульди. Південний борт котловини зчленову-

ється з Приазовським кристалічним масивом і має блокову будову.

Для схилів Приазовського і Воронезького кристалічних масивів ха-

рактерні спокійніші структури. Північний борт Донецького басейну

називається Старобільсько-Мілерівською монокліналлю. Залягання

порід там пологе (1–2°), зрідка розвинені пологі (5–6°) брахіантикліналі

та куполи ізометричної або овальної форми.

Південна монокліналь (Новомосковсько-Петропавлівська) розміще-

на на північно-східному схилі УЩ, занурюється на північний схід під

кутом 2–5°. Моноклінальне залягання кам’яновугільних відкладів

ускладнено діагональними розривами, підняттями, флексурами.

Крім плікативних дислокацій, Донецькому басейну притаманні

розривні

порушення різного характеру. За морфологічними особливо-

стями серед них виокремлюють насуви, підкиди і скиди. Насуви

переважають в північній і південній зонах дрібної складчастості, на-

приклад, Центральний, Селідовський, Французький, Алмазний та ін-

ші. В прибортових зонах басейну розміщені регіональні насуви, при-

рода яких проблематична (Північно-Донецький, Мар’ївський, Мушке-

тівський та ін

.). Підкиди розвинуті в зоні Ровенецького поперечного

підняття, а скиди – на північному і південному бортах басейну (Була-

хівський, Максимівський, Центральний та ін.).

Згідно з існуючими поглядами, Велико-Донецький прогин виник-

нув в сарматському щиті в середньому девоні, максимальне занурен-

ня субгеосинклінального басейну приурочене до пізнього палеозою.

З цього часу в Донбасі

починає нагромаджуватися потужна паралічна

вугленосна формація. Опускання кристалічного фундаменту в палео-

зої має диференційований характер, зумовлений різною швидкістю

занурення окремих його блоків, які обмежені розломами.

Для всіх структур, пов’язаних з вертикальними переміщеннями

блоків фундаменту, характерні локальні зміни основних геологічних

параметрів вугленосної формації (потужність, літолого-фаціальна ха-

рактеристика порід, морфологія вугільних

пластів, якість вугілля).

На крайньому північному заході басейну відбувалося досить інтен-

сивне формування діапірових структур, що зумовлено текучістю де-

вонської солі у залягаючі вище відклади. Кінець пізнього карбону в

Донецькому басейні можна класифікувати як передінверсійний.

Герцинський тектонічний цикл закінчується загальною інверсією

Донецького прогину та інтенсивним складкоутворенням, особливо

пов’язаним із

заальською фазою тектогенезу (рання перм), в резуль-

таті чого утворилися основні тектонічні структури регіону. Склад-

Розділ 3. Вугільні басейни України

230

частість пфальцської фази орогенезу (Р

-Т

) ускладнила тектоніку

вугленосної формації карбону і повністю завершила субгеосинклі-

нальний етап розвитку прогину. В результаті заальської і пфальцсь-

кої фаз герцинського тектогенезу на місці Донецького прогину ви-

никла нова структура – складчастий Донбас.

Упродовж мезокайнозою в Донбасі переважали висхідні тектонічні

рухи, які утворили на периферії басейну низку нових простих текто-

нічних

структур і ще більш ускладнили його структуру.

Вугленосність і вуглепромислові райони

Уся товща карбону від світи С

до С

в рівній мірі вугленосна і мі-

стить до 300 пластів і прошарків вугілля. На основній площі басейну

більшість вугільних пластів робочої потужності зосереджені в відкла-

дах чотирьох світ середнього карбону [3]: С

– смолянинівській, С

–

кам’янській, С

– алмазній і С

– горлівській.

Найбільшою вугленосністю характеризуються світи С

і С

. В схі-

дних районах значною вугленосністю характеризується світа С

. Ву-

гільні пласти цих п’яти світ містять 87 % запасів вугілля Донбасу.

У західних районах високу вугленосність має світа С

серпуховсь-

кого ярусу, де пласти вугілля локалізуються у вузькій (10–20 км) смузі,

витягнутій на 300 км уздовж південно-західного борту басейну. У сві-

ті міститься до 60 вугільних пластів (19–29 пластів робочої потужнос-

ті), де зосереджено 11 % запасів вугілля Донбасу. Пласт d

утворює

поклади високозольного сапропеліту потужністю до 15 м.

Уздовж майже всього північно-східного борту Донбасу встановлена

вугленосність нижньовізейських відкладів, які відповідають тульсь-

ким і бобриківським горизонтам Підмосковного буровугільного басей-

ну. Вугленосна товща залягає на розмитій поверхні докембрію і дося-

гає потужності 100 м. В ній містяться 3–5 вугільних пласти непостій-

ної будови потужністю

до 1 м. Вугілля там буре або перехідне – від

бурого до кам’яного.

Загальна кількість вугільних пластів зростає разом із збільшенням

потужності кам’яновугільних відкладів у напрямі від бортів басейну

до його центру і з північного заходу на південний схід. Так, кількість

середньокарбонових пластів і прошарків вугілля збільшується від 75 в

Червоноармійському районі

до 180 в Шахтинському, а потім зменшу-

ється до 50 в Цимлянському районі. Далі на схід вугленосна формація

середнього карбону змінюється карбонатно-глинистою флішоїдною

формацією відкритого моря.

Для характеристики вугленосності застосовують показник робочої

вугленосності, який визначається наявністю пластів вугілля робочої

Розділ 3. Вугільні басейни Укераїни

231

потужності, що придатні для промислової розробки; коефіцієнт робо-

чої вугленосності, який виражає відношення сумарної потужності

пластів вугілля до потужності вугленосної товщі; густину запасів.

Для робочих пластів вугілля Донбасу в залежності від їх марки при-

йнята така нижня межа робочої потужності:

• для кам’яного вугілля марок Д, Г, Ж, К, ПС, НПА, А, що непридатні для

коксування – 0,6 м;

• для цінних марок Г, Ж, К, ПС, що йдуть на коксування – 0,55 м при

пологому заляганні, 0,5 – при крутому падінні;

• для пісного вугілля марки П – 0,7 м, а марки БД – 1 м.

У середньому для Донбасу потужність 0,6 м приймається як нижній

рівень робочої потужності пласта вугілля.

На практиці застосовується така шкала потужності вугілля: більше

1 м (І клас), 1–0,6 м (ІІ клас), 0,6–0,45 м (ІІІ клас). Переважають пласти

ІІ (35–55 %) і ІІІ (40–60 %) класів, кількість пластів І класу незначна (5–

15 %). Робочої потужності досягають 164 пласти вугілля. Нині розроб-

ляються

пласти потужністю 0,7–0,9 м. Максимальна потужність плас-

тів не перевищує 1,5 м, зрідка – 2,5 м.

В усіх найважливіших родовищах вугілля Європи і США потуж-

ність пластів, що розробляються, більша ніж у Донбасі (табл. 3.9).

Таблиця 3.9

Потужність пластів, що розробляються в Україні (Донбас)

та в інших країнах

Країна

Потужність

Україна Англія Німеччина Франція СШ

Середня 0,94 1,17 1,3 1,39 1,65

Мінімальна 0,37 0,4 0,5 0,4 0,6

Максимальна 2,85 7,0 3,0 15,0 15,0

Коефіцієнт робочої вугленосності становить в середньому 0,77 %,

змінюючись від 0,2 % в східних районах до 3,5–4 % на заході, а гус-

тина запасів вугілля до глибини 1800 м на 1 км

– 4 млн т.

Будова пластів вугілля проста (рис. 3.4).

В покрівлі залягають аргіліти (глинисті сланці), інколи алевроліти,

пісковики, вапняки (безпосередньо на вугіллі), де трапляються відби-

тки рослин і тварин, особливо папороті, пелеципод, раковин, антро-

козід, що містяться у площинах нашарування.

У підошві вугільних пластів залягають аргіліти й алевроліти грудку-

ватої текстури, зумовленої

залишками коренів рослин (стигмарій).

Цей прошарок у Донбасі називають “кучерявчик”.

Розділ 3. Вугільні басейни України

232

Рис. 3.4. Будова вугільного пласта [5]

Деколи всередині вугільного пласта залягають прошарки вуглистих

чи вуглисто-глинистих аргілітів (сланців), що перетворює пласт у роз-

шароване глинистою породою вугілля (“черепик”).

Основна властивість більшості пластів вугілля – їх відносно постій-

на робоча потужність на значних площах. Найбільш витриманими є

пласти m

, l

, k

, i

, h

, розповсюджені по всьому регіону.

За структурно-тектонічними особливостями територія Донбасу

поділена на 30 вугленосних районів (рис. 3.5), які відрізняються між

собою геотектонічною позицією, складом вугілля і запасами.

Найбільше значення серед них мають 25 районів (табл. 3.10). Інші 5

вуглепромислових районів (Міуський, Міллєрівський, Цимлянський,

Амвросіївський і північно-західних окраїн) на сьогоднішній день про-

мислового значення не

мають.

Розділ 3. Вугільні басейни Укераїни

233

Рис. 3.5. Вугленосні райони Донецького басейну [10]

1 – Петриківський, 2 – Новомосковський, 3 – Петропавлівський, 4 – Півден-

нодонбаський, 5 – Червоноармійський, 6 – Донецько-Макіївський, 7 – Амв-

росіївський, 8 – Чистяково-Сніжнянський, 9 – Центральний, 10 – Північно-

західний, 11 – Старобєльський, 12 – Лисичанський, 13 – Алмазно-

Мар’їнський, 14 – Селезнівський,15 – Луганський, 16 – Краснодонський,

17 – Оріхівський, 18 – Боково-Хрустальний, 19 – Довжано-Ровенецький,

20 – Міуський, 21 – Шахтино-Несвітаєвський, 22 – Задонський, 23 – Сулино-

Садківський, 24 – Гуково-Звірівський, 25 – Червонодонецький, 26 – Камен-

сько-Гундорівський, 27 – Білокалитвенський, 28 – Тацінський, 29 – Міллєрів-

ський, 30 –

Цимлянський

Таблиця 3.10

Марочний склад вугілля у вуглепромислових районах Донбасу

Район Кількість робо-

чих пластів

Марка вугілля

Петриківський 10 Б, Д

Новомосковський 19 Д, Г

Петропавлівський 25 Г, Ж

Південнодонбаський 26 Г, Ж, К, ПС

Червоноармійський 32 Д, Г

Донецько-Макіївський 44 Ж, К, ПС

Чистяково-Сніжнянський 28 ПС, П, НПА, А

Центральний 52 Г, Ж, К, ПС, П

Лисичанський 22 Д, Г

Алмазно-Мар’їнський 42 Г, Ж, К, ПС, П

Селезнівський 27 П, НПА, А

Луганський 36 Г, Ж, К, ПС

Краснодонський 25 Г, Ж, К, ПС, П, НПА

Оріхівський 12 НПА, А

Розділ 3. Вугільні басейни України

234

Боково-Хрустальний 33 НПА, А

Довжано-Ровенецький 23 А

Каменсько-Гундорівський 12 Д, Г, Ж, К, ПС, П

Білокалитвенський 20 Ж, К, ПС, П

Тацінський 6 К, ПС, П

Гуково-Звірівський 74 А

Червонодонецький 10 НПА, А

Сулино-Садківський 20 А

Шахтино-Несвітаєвський 28 А

Задонський 9 А

Старобєльський 13 БД, Д

Метаморфізм вугілля і епігенез вмісних порід

Метаморфізм вугілля – це процес зміни його властивостей та внут-

рімолекулярної структури при послідовному збільшенні вмісту вугле-

цю. Метаморфізм поділяють на сингенетичний (регіональний, статич-

ний) коли дія на вугленосну товщу здійснюється в процесі її занурен-

ня і постгенетичний (магматичний, динамометаморфізм), коли фак-

тори впливають на товщу після або наприкінці її утворення.

До осно-

вних факторів сингенетичного метаморфізму належать температура і

тиск. Інша група факторів зумовлена геологічною історією розвитку

вугленосної площі, а саме складкоутворенням (дислокаційний мета-

морфізм) і проявами магматизму (контактовий метаморфізм).

Основний вид метаморфізму вугілля Донбасу – регіональний, який

зумовив послідовну зміну вугілля на площі та в стратиграфічному

розрізі від бурого вугілля до

антрациту (рис. 3.6). Найбільш розповсю-

дженим показником метаморфізму вугілля Донбасу є вихід летючих

речовин (правило Хільта, за яким при одному і тому самому складі

первісного матеріалу вихід летючих речовин у пласті, що залягає ни-

жче, менше, ніж у тому, що залягає вище).

У результаті багаторічних досліджень встановлено загальні законо-

мірності метаморфізму

вугілля Донбасу [3]:

• ступінь метаморфізму вугілля збільшується від стратиграфічно більш

високих горизонтів до нижчих;

• збільшення ступеня метаморфізму в кожному пласті по площі відбува-

ється поступово, паралельно підвищенню потужності вугленосної товщі

з північного заходу на схід і від периферії до центру басейну;

• ступінь метаморфізму в одному і тому самому пласті вугілля (за

рівних

потужностей відкладів) збільшується з підвищенням його сучасної гли-

бини залягання;

Розділ 3. Вугільні басейни Укераїни

235

• градієнт метаморфізму є сумою стратиграфічного положення пласта і

глибини його залягання;

• регіональний метаморфізм донецького вугілля відбувався за низьких

температур, які для границь марок Д і Г становили 70–90°С, Г і Ж –

100–120°, ПС і П – 150–180°, НПА і А – 190–240°, для найбільш мета-

морфізованих антрацитів – до 300–350°С.

Тиск істотно впливав лише

на ранніх стадіях метаморфізму (марки Б і Д), у подальших процесах

підвищення тиску не впливало на хід реакцій, оскільки вони відбува-

лися зі збільшенням об’єму (виділення води і газів).

Ж-К-ПС

Рис. 3.6. Схема зональності метаморфізму в Донецькому басейні [9]

У відповідності з геологічною історією розвитку басейну в ході про-

цесів метаморфізму виокремлюють два основних етапи: доінверсій-

ний і постінверсійний.

Доінверсійний метаморфізм вугілля зумовлений підвищенням тем-

ператури внаслідок занурення донецького прогину в ході безперерв-

ного верхньопалеозойського осадконагромадження.

Постінверсійний стан продовжується від утворення складок у за-

альську фазу й дотепер. Регіональні

вертикальні рухи й інтенсивна

денудація, яка відбулася під час орогенезу, призвели до загального

Розділ 3. Вугільні басейни України

236

зниження температури в пластах, у результаті чого процеси мета-

морфізму відбувалися значно повільніше, ніж на попередньому етапі.

Наслідком постінверсійних процесів метаморфізму є його вертика-

льна складова, а саме закономірне збільшення ступеня вуглефікації

пластів із глибиною. Потужність зон вугілля певного ступеня мета-

морфізму коливається в таких межах: Д – 700–900 м, Г – 800–1000, Ж

– 400–600,

К – 250–400, ПС – 200–350, П – 450–650, А – 1500–1700 м.

Інтенсивність виходу летючих речовин також залежить від ступеня

метаморфізму вугілля. Найінтенсивніший вихід летючих спостеріга-

ється у вугіллі стадій Ж, К, ПС, найменший – у вугіллі малометаморфі-

зованому (Д) і дуже метаморфізованому (А). Градієнти зміни виходу

летючих речовин на 100 м стратиграфічної глибини для вугілля різних

стадій метаморфізму такі

: Д – 0–0,6 %, Г – 0,3–1,25, Ж, К, ПС – 1,5–

2,3, П – 0,7–1,5, А – 0–0,7 %.

У Донбасі спостерігається закономірна зміна стадій метаморфізму

вугілля від бурого до антрацитів у відповідності із закономірним збіль-

шенням потужності відкладів карбону на площі басейну (табл. 3.11).

Таблиця 3.11

Стадії перетворення вугілля і порід [12]

Процес Стадія перетворення Тип вугілля

Седиментогенез Гуміфікація Торф, сапропель

Діагенез Лігніт, буре вугілля м’яке,

землисте (Б

)

Ранній Буре вугілля тверде, матове

(Б

), блискуче (Б

)

Серед-

ній

Кам’яне вугілля (Д, Г, Ж)

Катагенез

Пізній Жирне коксове (ЖК), кок-

сове (К), пісноспікливе (ПС)

Ранній Пісне (П), напівантрацити

(НПА), антрацити (А)

Метагенез

Пізній

Вуглефікація

Метаантрацити (МА)

Метамор-

фізм

Графітизація Графіт

У південно-західній частині басейну закономірності регіонального

метаморфізму місцями ускладнюються впливом магматичних тіл. По-

близу контакту з інтрузіями вугілля перетворюється на кокс або на-

півкокс. У разі проникнення магматичних тіл у вугільний пласт вугіл-

ля частково або повністю вигорає. Спостереження показали, що

вплив інтрузій на метаморфізм Донбасу є сугубо локальним.

Розділ 3. Вугільні басейни Укераїни

237

Метаморфізм вугілля і перетворення вмісних порід – це взаємоза-

лежні процеси. За ступенем метаморфізму вугілля можна визначати

стадії перетворення вмісних порід, і, навпаки, останні можуть бути

показником ступеня вуглефікації вугілля та розсіяної органічної речо-

вини в осадовій товщі.

Нині прийнята чотиристадійна схема постседиментаційних змін

осадових порід на діагенез, катагенез, метагенез і регіональний

мета-

морфізм. Дані зіставлення стадій перетворення вугілля, наведені в

табл. 3.11, дають змогу оцінити якісний масштаб перетворення орга-

нічної речовини, яке починається з приповерхневих температур, по-

рівняно із вмісними породами. Утворення кам’яного вугілля (від дов-

гополуменевих до антрацитів включно) відбувається за температур

100–300°С, тиску до 300 МПа, на глибинах 3–12 км

і більше.

Схема співвідношення стадій перетворення органічної речовини і

вмісних порід показує, що на стадії середнього катагенезу осадових

порід катагенетичні перетворення вугілля закінчується. Пізньому ка-

тагенезу порід відповідає рання стадія метагенезу вугілля, метагенезу

порід – пізній метагенез і метаморфізм вугілля. І, нарешті, метаморфі-

зму порід відповідає ультраметаморфізм органічної речовини. Це тре-

ба

враховувати у разі прямого зіставлення стадій вуглефікації і стадій

змін осадових порід, не дивлячись на те, що ці процеси відбуваються

паралельно (табл. 3.12).

Таблиця 3.12

Залежність фізичних властивостей порід від марки вугілля [10]

Мар-

ка

вугіл-

ля

Вихід летючих

речовин у

горючий пласт

daf

, %

Вуглеце-

вий коефі-

цієнт

Відбивна зда-

тність

вітриніту

Порис-

тість піс-

ковиків,

Глинисті породи

Б 45–60 40–55 5,6–6,1 25–33 М’які пластичні глини

БД 45–50 50–55 6,2–6,3 30–33 Тверді пластичні глини

Д 38–45 55–62 7,1–7,4 13–20 Пластичні аргіліти

Г 35–45 55–65 7,7–8,3 6–13 –“–

Ж 27–35 27–35 8,6–9,2 4–6 Тверді аргіліти

К 18–27 73–82 9,5–10,5 2–3 Аргіліти

ПС 14–22 78–86 10,5–11

< 2

Аргіліти (до глинистих

сланців)

П 9–17 83–91 11–11,5

< 1,5

–“–

НПА 6,5–9

> 90

11,5–12,5

< 1,5

Глинисті сланці

Розділ 3. Вугільні басейни України

238

А 1,5–7,5

> 92

12,5–13,5

< 1

–“–

НА 1–1,5

>98

12,5–13,5

Основні сланці