Реферат Курсовая Конспект
Літолого-структурний аналіз умов вуглеутворення з метою прогнозу показників якості вугільного пласта m3. - раздел Геология, Екологічна геологія Морфологія Та Потужність Вугільних Пластів Закономірно Пов’Язані З Фаціальною...
|
Морфологія та потужність вугільних пластів закономірно пов’язані з фаціальною обстановкою, і насамперед з рельєфом дна басейну торфоутворення [10,11]. Фаціальні обстановки, в свою чергу, відображаються в потужності і літологічному складі порід, що вміщують вугільний пласт порід. Аналізуючи розповсюдження різноманітних літотипів порід в плані і розрізі можна реконструювати і виділяти форми палеорельефу (палеоструктури) і прогнозувати потужність і морфологію вугільних пластів на ще невідпрацьованих ділянках.
Основні критерії виділення палеоструктур. Найбільш сприятливими умовами для торфоутворення є прибережноморські фаціальні обстановки. Менш сприятливі алювіальні і дельтові обстановки[10,11]. Тому можна припустити, що основна маса вугільних пластів в Донбасі формувалась в умовах поширених низовинних заболочених морських узбереж.
З усіх літологічних різновидів для цілей палеоструктурного аналізу найбільш інформативні пісковики. В прибережно-морських умовах пісковики маркують позитивні структури палеорельефу, тобто ділянки, що відрізняються найбільшою динамікою водної середи (з інтенсивним хвильовим рухом і перемиванням осадів). З подібними же стабільними, відносно приподнятими ділянками, на яких протягом тривалого часу зберігався визначений рівень ґрунтових вод, пов’язана і максимальна потужність торф’яників, що утворюються. Навпроти, відносно низинні ділянки палеорельефу в розрізі осадової товщі будуть характеризуватися підвищеними потужностями переважно глинистих покладів. Торфяники, приурочені до подобних ділянок, підлягають періодичному затопленню, яке приводить до такого ж періодичного перериву в торфоутворенні і відкладанню мінеральних осадів. Тому у напрямку до осі подібних палеозападин потужності вугільних пластів зменшуються, вони розщіпляються (часто до повного виклінювання) в найбільш глибоких зонах прогину. Тобто понижені ділянки палеорельефу будуть характеризуватися пониженою вугленосністю.
В дипломній роботі для цілей літоструктурного аналізу були використані дані про потужність пісковиків, що підстилають і перекривають оцінюваний вугільний пласт m3, потужність самого вугільного пласта і породного прошарку, що міститься в ньому, а також про потужність всього стратиграфічного інтервалу від вапняку M1 до вугільного пласта m3. В результаті були побудовані карти ізопахіт для всіх цих стратиграфічних горизонтів (мал.2.2-2.5).Аналіз побудованих карт ізопахіт дозволяє встановити наступне.
Пісковики m2Sm3 і m3Sm4, що залягають в безпосередній близькості від вугільного пласта мають обмежане площинне поширення і відносно невелику потужність. Вони поширені переважно в східній частині шахтного поля. Максимальна потужність (10-15 м) цих пісковиків зафіксована в районі розвідувальних свердловини № 340Ц і 1450Ц. Враховуючи положення пісковиків в розрізі і їх обмежене площинне поширення, можна припустити, що вони формувалися в континентальній фаціальній обстановці і є утвореннями континентальних водотоків. В цих умовах долини водотоків приурочені до найбільш низьких ділянок рельєфу. Таким чином, максимальні потужності цих пісковиків маркують в просторі положення тривалий час існцючої (принаймні, від моменту утворення пласта m2 до моменту утворення пласта m4) негативної структури палеорельєфу.
Пісковики m11Sm2 та m41Sm42, що залягають нижче і вище, в межах ділянки, навпаки, мають суцільне площинне поширення і значні потужності. По даним розвідувальних свердловин їх потужності коливаються від 5 до 25 м (для пл. m11Sm2) і від 10 до 40 м (для m41Sm42). При цьому характер ізопахіт для цих двох горизонтів пісковиків практично ідентичний. Для обох пісковиків відмічаються локальні максимуми потужностей в східній та західній частинах ділянки. Мінімальні же значення потужностей приурочені до району свердловин 340Ц та 1450Ц (мал.2.2, 2.3). Враховуючи широкий площинний розвиток цих пісковиків і їх значну потужність, можна припустити, що вони формувалися в прибережно-морській фаціальній обстановці. В цьому випадку вони можуть інтерпретуватися як утворення піскових обмілин і барів. Подібні утворення, як правило, приурочені до позитивних пале оструктур в рельєфі морського дна.
На існування на виділених ділянках позитивних структур палеорельєфу вказує і результат аналізу потужностей всього стратиграфічного інтервалу від M1 до m3. Площі виділених позитивних пале оструктур просторово співпадають з двома мінімумами потужностей цього інтервалу – 92 і 94 м (мал.2.6).
Таким чином, можна зробити наступні висновки: на момент формування товщі, що вміщує вугільний пласт m3, на території ділянки існували, як мінімум, дві позитивні палеоструктури. Східна палеоструктура була більш чітко виражена в палеорельєфі і мала субширотне орієнтування. Положення західної палеоструктури було менш стабілізовано в просторі. Вісь цієї палеоструктури орієнтована в північно-західному напрямі і поздовжня по відношенню до сучасного простягання осі Головної антикліналі.
Мал. 2.1 – Карта ізопахіт вугільного прошарку
Мал. 2.2. – Карта ізопахіт пісковику m11Sm2
Мал. 2.3 – Карта ізопахіт пісковику m42Sm41
Мал. 2.4 – Карта ізопахіт пісковику m2Sm3
Мал. 2.5. – Карта ізопахіт пісковику m3Sm4
Мал. 2.6 – Карта ізопахіт товщі M1-m3.
В теперішній час (після дорозвідки 1985-1988 гг.) усі пробурені в межах шахтного поля свердловини розташовуються в 10 розвідувальних профілях на відстані 400-950 м одна від іншої.
Відстань між свердловинами в лініях коливається від 250 до 800 м. Відстань між свердловинами в плоскості падіння пластів 450-900 м і деколи збільшується до 950-1050 м [5,6].
В основу якості і технологічної характеристики вугілля покладені дані аналізів пластових та диференціальних проб, відібраних з гірничих виробок, і кернових проб з свердловин при останній дорозвідці шахтного поля (1985-1988 рр. Як видно з таблиці 1.1, для підрахунку якісних характеристик вугілля пласту m3 прийнято 21 кернова проба і 41 пластова проба. Для характеристики якості вугільних пластів побудовані карти якості по пластах з балансовими запасами, які характеризують мінливість основних показників на площі підрахунку запасів.
Табл. 2.1 – Дані аналізів пластових і кернових проб по вугільному пласту m3 , проведених під час дорозвідки шахтного поля в 1985-1988 рр.
Свердловина | X коорд. | Y коорд. | Глибина подсіч. пласта | m | Ad | Std | Vdaf | Y | R0 |
1449Ц | 237,5 | 1702,5 | -1220,6 | 0,85 | 8,3 | 2,3 | 13,8 | ||
1448Ц | 347,5 | -977,1 | 1,08 | 9,3 | 2,1 | 15,3 | |||
1252Ц | 502,5 | -677,9 | 1,08 | 2,2 | 19,1 | ||||
1452Ц | 77,5 | -350,5 | 1,19 | 14,2 | 4,1 | 20,5 | 1,28 | ||
1200Ц | 477,5 | 1022,5 | -269,1 | 0,98 | 8,8 | 2,1 | 22,2 | ||
1573Ц | -579,7 | 1,05 | 3,3 | 1,45 | |||||
1177Ц | -1084,6 | 0,85 | 11,6 | 2,6 | |||||
1060Ц | -1742 | 0,97 | 16,8 | 3,7 | 11,8 | ||||
1115Ц | 1512,5 | -1217,2 | ,06 | 13,3 | 2,3 | 14,9 | |||
1127Ц | 1502,5 | 1382,5 | -715,4 | 1,13 | 15,3 | 2,7 | 17,5 | ||
1202,5 | -495,1 | 1,15 | 8,5 | 3,4 | 19,8 | ||||
пл.пер | 1067,5 | 1,06 | 18,1 | 3,9 | 24,1 | ||||
пл.пер | 1,1 | 18,1 | 3,4 | 21,8 | |||||
пл.пер | 1117,5 | 1,14 | 3,8 | 19,8 | |||||
пл.пер | 1157,5 | 1,06 | 17,4 | 3,8 | 20,6 | ||||
пл.пер | 1,06 | 18,5 | 3,2 | 16,9 | |||||
пл.пер | 1137,5 | 1,07 | 18,3 | ||||||
пл.пер | 1152,5 | 1,06 | 15,5 | 3,2 | 19,3 | ||||
пл.пер | 1,05 | 18,3 | 3,5 | 15,9 | |||||
пл.пер | 1,08 | 16,7 | 2,1 | 18,3 | |||||
пл.пер | 1,06 | 21,4 | 3,6 | ||||||
ЦК-171 | -563,8 | 1,25 | 5,5 | 1,6 | 18,6 | ||||
1585Ц | 2137,5 | 1542,5 | -894,9 | 0,89 | 12,2 | 2,4 | 1,59 | ||
1143Ц | 2407,5 | -680,6 | 1,06 | 16,7 | 2,9 | 16,6 | |||
1084Ц | -1200,6 | 1,01 | 10,3 | 3,1 | 13,7 | ||||
пл.пер | 1,16 | 16,1 | 3,7 | 19,4 | |||||
пл.пер | 0,99 | 15,4 | 3,5 | 19,8 | |||||
пл.пер | 1,08 | 13,7 | 2,2 | ||||||
пл.пер | 2657,5 | 1122,5 | 1,04 | 16,6 | 3,9 | 19,2 | |||
пл.пер | 1,06 | 16,5 | 3,5 | 19,4 | |||||
ЦК-169 | -574,5 | 1,1 | 3,7 | 1,2 | 16,6 | ||||
пл.пер | 1,05 | 21,6 | 4,1 | 21,1 | |||||
1571Ц | 3287,5 | -1040,4 | 0,92 | 14,9 | 3,5 | 16,1 | 1,7 | ||
пл.пер | 1212,5 | 1,07 | 20,8 | 3,5 | 15,7 | ||||
пл.пер | 1217,5 | 1,08 | 19,4 | 3,9 | 20,3 | ||||
ЦК-170 | 3912,5 | 1275,5 | -564,8 | 1,01 | 4,7 | 2,2 | |||
450Ц | -577 | 0,93 | 11,2 | 2,6 | 16,2 | ||||
пл.пер | 4117,5 | 1,05 | 13,3 | 3,1 | 18,1 | ||||
340Ц | -776,2 | 0,79 | 18,2 | 2,3 | 15,8 | ||||
365Ц | -1338 | 0,87 | 12,8 | 7,8 | 12,3 | ||||
пл.пер | 4207,5 | 1,06 | 17,4 | 3,5 | 16,9 | ||||
пл.пер | 1,06 | 17,4 | 2,5 | 20,2 | |||||
пл.пер | 1,09 | 18,9 | 4,2 | 19,2 | |||||
пл.пер | 4672,5 | 1,1 | 17,4 | 2,3 | 16,3 | ||||
пл.пер | 1,06 | 16,9 | 3,4 | 21,6 | |||||
4807,5 | -532,6 | 1,1 | 6,5 | 3,3 | 15,6 | ||||
пл.пер | 1,07 | 16,1 | 19,9 | ||||||
пл.пер | 5062,5 | 1,06 | 23,5 | 7,9 | 18,4 | ||||
пл.пер | 1,05 | 23,8 | 7,7 | 21,7 | |||||
1575Ц | -1236,9 | 1,11 | 17,9 | 4,7 | 1,75 | ||||
1190Ц | 5347,5 | 1577,5 | -924 | 1,09 | 7,8 | 2,5 | 13,4 | ||
1085Ц | 6327,5 | 1632,5 | -1026,9 | 1,04 | 1,7 | 11,6 | |||
пл.пер | 1,05 | 15,8 | 3,4 | 18,4 | |||||
пл.пер | 1167,5 | 1,06 | 17,8 | 3,6 | |||||
пл.пер | 1212,5 | 1,06 | 17,4 | 3,5 | 16,7 | ||||
1570Ц | 5717,5 | 1317,5 | -583 | 1,07 | 2,9 | 14,5 | |||
пл.пер | 1137,5 | 1,06 | 16,6 | 3,2 | 22,2 | ||||
пл.пер | 6017,5 | 1,07 | 16,6 | 3,9 | 21,5 | ||||
пл.пер | 1,06 | 17,2 | 16,6 | ||||||
1142Ц | 6382,5 | -442,3 | 1,32 | 15,7 | 2,9 | 15,9 | |||
пл.пер | 937,5 | 1,2 | 2,7 | 18,4 | |||||
пл.пер | 1,1 | 23,3 | 5,5 | 18,7 |
Статистичні характеристики, розраховані по показникам якості, що вивчаються, надані в наступній таблиці:
Табл. 2.2. – Результати розрахунку статистичних характеристик показників якості вугільного пласту m3.
Матриця кореляцій встановлених зв’язків між досліджуваними показниками якості має вид:
Табл. 2.3 – Матриця кореляцій для усіх значень показників, виключаючи ураганний вміст сірки.
m | Ad | Std | Vdaf | Yt | Ro | Glub | Y | X | ||
m | Pearson Correlation | ,062 | ,142 | ,215 | ,359(*) | -,529 | ,414(*) | -,424(**) | ||
Sig. (2-tailed) | ,643 | ,284 | ,102 | ,040 | ,036 | ,001 | ||||
N | ||||||||||
Ad | Pearson Correlation | ,062 | ,680(**) | ,255 | ,409(*) | ,534 | -,333 | -,308(*) | ,211 | |
Sig. (2-tailed) | ,643 | ,000 | ,051 | ,018 | ,354 | ,096 | ,018 | ,109 | ||
N | ||||||||||
Std | Pearson Correlation | ,142 | ,680(**) | ,264(*) | ,452(**) | ,078 | -,188 | -,258(*) | ,184 | |
Sig. (2-tailed) | ,284 | ,000 | ,044 | ,008 | ,900 | ,357 | ,049 | ,162 | ||
N | ||||||||||
Vdaf | Pearson Correlation | ,215 | ,255 | ,264(*) | ,595(**) | -,899(*) | ,770(**) | -,745(**) | -,121 | |
Sig. (2-tailed) | ,102 | ,051 | ,044 | ,000 | ,038 | ,000 | ,000 | ,361 | ||
N | ||||||||||
Yt | Pearson Correlation | ,359(*) | ,409(*) | ,452(**) | ,595(**) | -,890 | ,725(**) | -,643(**) | ,086 | |
Sig. (2-tailed) | ,040 | ,018 | ,008 | ,000 | ,110 | ,001 | ,000 | ,635 | ||
N | ||||||||||
Ro | Pearson Correlation | -,529 | ,534 | ,078 | -,899(*) | -,890 | -,991(**) | ,992(**) | ,961(**) | |
Sig. (2-tailed) | ,359 | ,354 | ,900 | ,038 | ,110 | ,001 | ,001 | ,009 | ||
N | ||||||||||
Glub | Pearson Correlation | ,414(*) | -,333 | -,188 | ,770(**) | ,725(**) | -,991(**) | -,989(**) | ||
Sig. (2-tailed) | ,036 | ,096 | ,357 | ,000 | ,001 | ,001 | ,000 | |||
N | ||||||||||
Y | Pearson Correlation | -,424(**) | -,308(*) | -,258(*) | -,745(**) | -,643(**) | ,992(**) | -,989(**) | ,135 | |
Sig. (2-tailed) | ,001 | ,018 | ,049 | ,000 | ,000 | ,001 | ,000 | |||
N | ||||||||||
X | Pearson Correlation | ,179 | ,211 | ,184 | -,121 | ,086 | ,961(**) | ,057 | -,135 | |
Sig.(2-tailed) | ,176 | ,109 | ,162 | ,361 | ,635 | ,009 | ,784 | ,306 | ||
N |
* Correlation is significant at the 0.05 level (2-tailed).
** Correlation is significant at the 0.01 level (2-tailed).
Табл. 2.4 – Матриця кореляцій для 32 обраних значень показників (орієнтованих на встановлення зв’язку тільки між значеннями товщини пластометричного шару, що маються, і усіх інших показників)
m | Ad | Std | Vdaf | Yt | Ro | Glub | Y | X | ||
m | Pearson Correlation | ,066 | ,148 | ,295 | ,359(*) | -,943 | ,638(**) | -,596(**) | ,240 | |
Sig. (2-tailed) | ,714 | ,411 | ,095 | ,040 | ,057 | ,000 | ,179 | |||
N | ||||||||||
Ad | Pearson Correlation | ,066 | ,566(**) | ,053 | ,409(*) | ,146 | -,071 | -,283 | ,369(*) | |
Sig. (2-tailed) | ,714 | ,001 | ,770 | ,018 | ,854 | ,786 | ,110 | ,034 | ||
N | ||||||||||
Std | Pearson Correlation | ,148 | ,566(**) | ,266 | ,452(**) | -,567 | ,195 | -,271 | ,155 | |
Sig. (2-tailed) | ,411 | ,001 | ,134 | ,008 | ,433 | ,454 | ,126 | ,390 | ||
N | ||||||||||
Vdaf | Pearson Correlation | ,295 | ,053 | ,266 | ,595(**) | -,905 | ,738(**) | -,643(**) | -,049 | |
Sig. (2-tailed) | ,095 | ,770 | ,134 | ,000 | ,095 | ,001 | ,000 | ,788 | ||
N | ||||||||||
Yt | Pearson Correlation | ,359(*) | ,409(*) | ,452(**) | ,595(**) | -,890 | ,725(**) | -,643(**) | ,086 | |
Sig. (2-tailed) | ,040 | ,018 | ,008 | ,000 | ,110 | ,001 | ,000 | ,635 | ||
N | ||||||||||
Ro | Pearson Correlation | -,943 | ,146 | -,567 | -,905 | -,890 | -,994(**) | ,988(*) | ,988(*) | |
Sig. (2-tailed) | ,057 | ,854 | ,433 | ,095 | ,110 | ,006 | ,012 | ,012 | ||
N | ||||||||||
Glub | Pearson Correlation | ,638(**) | -,071 | ,195 | ,738(**) | ,725(**) | -,994(**) | -,982(**) | ,181 | |
Sig. (2-tailed) | ,006 | ,786 | ,454 | ,001 | ,001 | ,006 | ,000 | ,488 | ||
N | ||||||||||
Y | Pearson Correlation | -,596(**) | -,283 | -,271 | -,643(**) | -,643(**) | ,988(*) | -,982(**) | -,245 | |
Sig. (2-tailed) | ,000 | ,110 | ,126 | ,000 | ,000 | ,012 | ,000 | ,169 | ||
N | ||||||||||
X | Pearson Correlation | ,240 | ,369(*) | ,155 | -,049 | ,086 | ,988(*) | ,181 | -,245 | |
Sig. (2-tailed) | ,179 | ,034 | ,390 | ,788 | ,635 | ,012 | ,488 | ,169 | ||
N |
* Correlation is significant at the 0.05 level (2-tailed).
** Correlation is significant at the 0.01 level (2-tailed).
Аналіз показників якості вугільного пласта m3.
Вугільний пласт m3 на більшій частині відробленої площі має складну двохпачкову будову. Повна виїмкова потужність пласту коливається від 0,8 до 1,3 м (середнє 1,1м). Вугільні пачки розділені прошарком аргіліту потужністю до 0,08 м. Аналізуючи карту ізопахіт пласта m3, можна відмітити, що його потужність, в цілому, зменшується вниз по падінню, де нижче відробленої площі виклинюється породний прошарок і пласт здобуває просту будову. На цьому фоні виділяються локальні ділянки з мінімальними і максимальними значеннями потужностей пласта і прошарку. Так один з максимумів потужності пласта (до 0,7-0,8 м) відмічається в районі свердловин 340Ц і 1450Ц (мал.2.8). І цей мінімум не пов'язаний зі зникненням породного прошарку. Його потужність тут 0,04-0,05 м. Пласт зберігає складну будову і зменшення його потужності зумовлено, в основному, зменшенням потужності чистих вугільних пачок. В той же час, в двох областях на сході (район свердловин 1190Ц, 1570Ц і 1425Ц) і на заході (район свердловин 1340Ц, 1573Ц, 1127Ц) ділянки пласт зберігає відносно високу потужність (до 1-1,1 м) при мінімальній потужності породного прошарку – від 0 до 0,02 м.
Тектонічні порушення не впливають на закономірності розподілу потужності пласту.
Мал. 2.7 – Гістограма розподілу потужності пласта m3.
Мал.2.8. – Карти ізопахіт вугільного пласта m3.
Зольністьпласту m3 коливається від 3,70% до 23%. Середнє значення – 15,02%. По середньому вмісту золи пласт відноситься до середньозольним. На підвищення значень вмісту золи в вугіллі пласту суттєвий вплив оказує наявність породного прошарку між двома пачками вугілля.
Пласт m3 не усюди є пластом зі складною будовою (зольність в основному пов’язана з конкреціями і включеннями піриту), тому закономірність зміни зольності відносно потужності пласту не простежується. Для зольності виконується нормальний закон розподілу.
Пластова зольність визначається головним чином, співвідношенням потужностей чистих вугільних пачок і породних прошарків. При інших рівних умовах, чим більше перша і менше друга – тим нижче пластова зольність. Морфологія же вугільного пласта і потужність його окремих літологічних прошарків, в свою чергу, багато в чому визначаються палеорельєфом дна басейна осадко накопичення.
На відбудованій карті ізоліній зольності виділяється декілька локальних мінімумів цього параметра. Два з них (в районі свердловин 1190Ц, 1570Ц, 1425Ц і 1340Ц, 1573Ц, 1127Ц) співпадають з максимумами корисної потужності пласта (мал.. ) І, в свою чергу, положення обох вказаних ділянок просторово співпадають з двома виділеними позитивними палеоструктурами. Таким чином, можна відмітити, що потужність і зольність пласта контролюються цими палеоструктурами.
Тектонічні порушення не впливають на розподіл золи в вугільному пласті.
Мал. 2.9 – Гістограма зольності пласта m3.
Мал.2.10 – Карти ізоліній зольності вугільного пласта m3.
В ході регресійного аналізу отримана залежність між зольністю, породним прошарком і потужністю чистих вугільних пачок.
Табл. 2.6. – Регресійний аналіз між зольністю, породним прошарком та потужністю вугільних пачок.
Variables Entered/Removed | |||
Model | Variables Entered | Variables Removed | Method |
Pa4ki, Prosloya | . | Enter | |
a. All requested variables entered. |
Model Summary | ||||
Model | R | R Square | Adjusted R Square | Std. Error of the Estimate |
,580a | ,336 | ,314 | 3,80868 | |
a. Predictors: (Constant), Pa4ki, Prosloy |
ANOVAb | ||||||||||||
Model | Sum of Squares | df | Mean Square | F | Sig. | |||||||
Regression | 433,507 | 216,753 | 14,942 | ,000a | ||||||||
Residual | 855,857 | 14,506 | ||||||||||
Total | 1289,364 | |||||||||||
a. Predictors: (Constant), Pa4ki, Prosloy | ||||||||||||
b. Dependent Variable: Ad | ||||||||||||
Coefficientsa | ||||||||||||
Model | Unstandardized Coefficients | Standardized Coefficients | t | Sig. | ||||||||
B | Std. Error | Beta | ||||||||||
(Constant) | 23,947 | 4,176 | 5,734 | ,000 | ||||||||
Prosloy | 81,661 | 16,061 | ,546 | 5,084 | ,000 | |||||||
Pa4ki | -11,335 | 4,069 | -,299 | -2,786 | ,007 | |||||||
a. Dependent Variable: Ad | ||||||||||||
Таким чином, рівняння залежності має вид: Ad= 23.947+ 81.661*(Prosl)-11.335*(Pa4ki).
Вміст сірки. Доля сірки в оцінюваному пласті коливається в межах 1,20 – 7,90%. Відразу можна відмітити, що велику вагу для статистичної обробки несуть 3 значення підвищеної сірки (7,70; 7,80 и 7,90%). Для більш закономірного і точного розподілу ці значення можна прийняти за аномальні і не враховувати їх при розрахунку статистичних характеристик, виявленні кореляційних і регресійних зв’язків.
Таким чином, без аномальних значень вміст сірки буде складати 3,30%. Значно зменшиться коефіцієнт варіації, він складе 0,57. Для вмісту сірки в вугіллі пласту буде виконуватися нормальний закон розподілу.
Проаналізувавши карту ізоліній сірки можна сказати, що основні максимуми співпадають з максимумами вмісту золи в вугіллі. Тектоніка не впливає на розподіл сірки в вугільному пласті. В ходе виявлення кореляційних зв’язків можна встановити, що зв’язок між сіркою и золою вугілля прямий позитивний, значимий (α = 0,01). Коефіцієнт кореляції 0,68.
Мал. 2.11 – Гістограма розподілу вмісту сірки вугільного пласта m3
Мал.2.12 - Карти ізоліній вмісту сірки вугільного пласта m3
В ході регресійного аналізу встановлений лінійний позитивний значимий зв'язок між сіркою та золою вугільного пласту.
Табл. 2.7 – Регресійний аналіз між сіркою та золою пласта.
Мал. 2.13 – Відображення рівняння залежності зольності пласті від вмісту сірки на графіку лінійної регресіі.
Таким чином, рівняння має вигляд: Std=1,31+0,12*Ad.
Сірка, що міститься в вугіллі, в основному, піритна[5,6]. Пласт m3 є високопіритизованим.
З мінеральних домішок вугілля містить в великій кількості сульфіди (пірит), глинисту речовину, карбонати та кварц. Пірит в пробах зустрічається усюди в формі дрібних розсіяних глобулок, дисперсних вкрапляників, гніздоподібних зростань. Характер піритизації вугілля в шліфах локальний, тобто в частих випадках пірит сконцентрований на окремих ділянках[5,6].
В ході регресійного аналізу отримуємо рівняння залежності S= f(Ad,Y), с допомогою якого можна виділяти високосірчасті ділянки в межах пласту с метою прогнозу для подальшого збагачення високопіритизованих пластів. Перевага піритної різновидності сірки зумовлює можливість часткового збагачення вугілля по сірці (саме вугілля з високопіритизованих ділянок пласту).
Табл. 2.8 – Регресійний аналіз між сіркою, золою та координатою Y.
Variables Entered/Removed | |||
Model | Variables Entered | Variables Removed | Method |
Y, Ada | . | Enter | |
a. All requested variables entered. |
Model Summary | ||||
Model | R | R Square | Adjusted R Square | Std. Error of the Estimate |
,604a | ,365 | ,344 | 1,03551 | |
a. Predictors: (Constant), Y, Ad |
ANOVAb | ||||||
Model | Sum of Squares | df | Mean Square | F | Sig. | |
Regression | 36,413 | 18,206 | 16,979 | ,000a | ||
Residual | 63,264 | 1,072 | ||||
Total | 99,677 | |||||
a. Predictors: (Constant), Y, Ad | ||||||
b. Dependent Variable: Std |
Coefficientsa | ||||||
Model | Unstandardized Coefficients | Standardized Coefficients | t | Sig. | ||
B | Std. Error | Beta | ||||
(Constant) | -,299 | 1,034 | -,289 | ,774 | ||
Ad | ,176 | ,030 | ,634 | 5,803 | ,000 | |
Y | ,001 | ,001 | ,143 | 1,314 | ,194 | |
a. Dependent Variable: Std |
Таким чином, прогнозне рівняння матиме вид
S= -0,299+0,176*Ad+0,001*Y.
Вихід летючих речовин змінюється в межах 11,0-24,10%. Середнє значення складає 17,98%. Для виходу летючих речовин виконується нормальний закон розподілу.
У відповідності до ГОСТ класифікації вугілля Донецького басейну, застосовуючи до наших даних:
Vdaf от 14 до 22% відповідає марці ОС;Vdaf от 8 до 17% відповідає марці Т[2].
На карті ізогіпс виходу летючих речовин основною тенденцією є зменшення виходу летючих в сторону падіння пласту. Глибина залягання пласту (в межах площі, що вивчається) варіює від 900 до 1500 м. (йде перехід від III стадії метаморфізму з Ro=1,28 до V стадії з R0=1,75)[1]. Тобто це підтверджує той факт, що з глибиною на даній ділянці відбувається підвищення ступеню метаморфізму.
Маленькоамплітудне розривне порушення (насув, амплітуда 0-10 м) не оказує суттєвого і помітного впливу на розподіл виходу летючих на карті ізогіпс.
Мал. 2.14 - Мал.2.8. – Карти ізоліній виходу летючих речовин вугільного пласта m3.
Мал.2.15 - Гістограма розподілу виходу летючих речовин вугільного пласта m3.
Можливо, непрямим підтвердженням існування на цій площі позитивної структури палеорельєфа може служити характеристика спікливих властивостей вугілля пл. m3 (що виражаються показником y, мм). В межах східної палеоструктури цей показник мінімальний, що, окрім всього іншого, може зумовлюватися наявністю в вугіллі великої кількості фюзенізованих компонентів. Окислення рослинних остатків і утворення фюзена можливе при періодичному осушенні території, що найбільш вірогідно для позитивних структур басейна торфоутворення.
Товщина пластометричного шару змінюється в дуже широких межах від 0 до 14 мм. По ГОСТу для вугілля Донецького басейну:
Yt для марки ОС складає 6-13 мм;Yt для марки Т менше за 13 мм[2].
Загальною тенденцією є зменшення товщини пластометричного шару в сторону падіння пласту (зі збільшенням ступеню метаморфізму).
Чіткої межі на карті ізоліній розподілу Yt, как и Vdaf, провести неможливо. Можливо, це пов’язано з великими кутами падіння пласту (52 - 55°), тому найбільш вірогідна плавна зміна марок вугілля в межах досліджуваної частини пласту.
В ході регресійного аналізу встановлені позитивні і негативні лінійні значимі зв’язки з групою показників: Vdaf, Ad, Std, m, Y-координати, G (глибини залягання пласту).
Табл. 2.9 – Регресійний аналіз між показниками: Vdaf, Ad, Std, m, Y-координати, G (глибиною залягання пласта).
Variables Entered/Removed | |||
Model | Variables Entered | Variables Removed | Method |
Glub, Ad, Std, m, Vdaf, Ya | . | Enter | |
a. All requested variables entered. |
Model Summary | ||||
Model | R | R Square | Adjusted R Square | Std. Error of the Estimate |
,924a | ,853 | ,765 | 2,06373 | |
a. Predictors: (Constant), Glub, Ad, Std, m, Vdaf, Y |
ANOVAb | ||||||
Model | Sum of Squares | df | Mean Square | F | Sig. | |
Regression | 247,528 | 41,255 | 9,686 | ,001a | ||
Residual | 42,590 | 4,259 | ||||
Total | 290,118 | |||||
a. Predictors: (Constant), Glub, Ad, Std, m, Vdaf, Y | ||||||
b. Dependent Variable: Yt |
Coefficientsa | ||||||
Model | Unstandardized Coefficients | Standardized Coefficients | t | Sig. | ||
B | Std. Error | Beta | ||||
(Constant) | -1,309 | 16,760 | -,078 | ,939 | ||
Vdaf | 1,002 | ,371 | ,613 | 2,701 | ,022 | |
Std | ,418 | ,991 | ,062 | ,422 | ,682 | |
Ad | -,114 | ,188 | -,104 | -,606 | ,558 | |
m | 10,493 | 5,025 | ,362 | 2,088 | ,063 | |
Y | -,026 | ,014 | -1,276 | -1,880 | ,090 | |
Glub | -,020 | ,012 | -1,231 | -1,709 | ,118 | |
a. Dependent Variable: Yt |
Загальне рівняння цієї залежності має вид:
Yt= -0,309+ 1,002 Vdaf+ 0,418 Std – 0,114 Ad +10,493 m – 0,26 Y – 0,20 G.
Мал. 2.16 - Карти ізоліній товщини пластометричного шару вугільного пласта m3.
Для прогнозу положення в пласті m3 вугілля марок ОС и Т можна провести аналіз с встановленням лінійної залежності Y=f (y, Vdaf).
Мал.2.10. – Регресійний аналіз між Y, y, Vdaf.
Variables Entered/Removed | |||
Model | Variables Entered | Variables Removed | Method |
Vdaf, Yta | . | Enter | |
a. All requested variables entered. |
Model Summary | ||||
Model | R | R Square | Adjusted R Square | Std. Error of the Estimate |
,700a | ,489 | ,454 | 133,50893 | |
a. Predictors: (Constant), Vdaf, Yt |
ANOVAb | ||||||
Model | Sum of Squares | df | Mean Square | F | Sig. | |
Regression | 495257,745 | 247628,873 | 13,893 | ,000a | ||
Residual | 516914,372 | 17824,634 | ||||
Total | 1012172,117 | |||||
a. Predictors: (Constant), Vdaf, Yt | ||||||
b. Dependent Variable: Y |
Coefficientsa | ||||||
Model | Unstandardized Coefficients | Standardized Coefficients | t | Sig. | ||
B | Std. Error | Beta | ||||
(Constant) | 1934,029 | 206,565 | 9,363 | ,000 | ||
Yt | -12,900 | 5,107 | -,411 | -2,526 | ,017 | |
Vdaf | -29,027 | 12,540 | -,376 | -2,315 | ,028 | |
a. Dependent Variable: Y |
Таким чином, прогнозне рівняння буде мати вигляд: Y= 1934,029-12,9 *Yt-29,027* Vdaf.
Можливе також рівняння залежності з усіма основними показниками якості пласту:
Табл. 2.11 – Регресійний аналіз між усіма основними показниками якості пласту.
Variables Entered/Removed | |||
Model | Variables Entered | Variables Removed | Method |
Vdaf, Std, Prosloy, m, Ad, Y, Gluba | . | Enter | |
a. All requested variables entered. |
Model Summary | ||||
Model | R | R Square | Adjusted R Square | Std. Error of the Estimate |
,924a | ,853 | ,739 | 2,17493 | |
a. Predictors: (Constant), Vdaf, Std, Prosloy, m, Ad, Y, Glub |
ANOVAb | ||||||
Model | Sum of Squares | df | Mean Square | F | Sig. | |
Regression | 247,545 | 35,364 | 7,476 | ,004a | ||
Residual | 42,573 | 4,730 | ||||
Total | 290,118 | |||||
a. Predictors: (Constant), Vdaf, Std, Prosloy, m, Ad, Y, Glub | ||||||
b. Dependent Variable: Yt |
Coefficientsa | ||||||
Model | Unstandardized Coefficients | Standardized Coefficients | t | Sig. | ||
B | Std. Error | Beta | ||||
(Constant) | -1,407 | 17,738 | -,079 | ,939 | ||
Ad | -,120 | ,221 | -,110 | -,542 | ,601 | |
Prosloy | 1,126 | 18,711 | ,009 | ,060 | ,953 | |
Y | -,026 | ,015 | -1,267 | -1,737 | ,116 | |
Glub | -,020 | ,012 | -1,223 | -1,585 | ,147 | |
m | 10,496 | 5,295 | ,362 | 1,982 | ,079 | |
Std | ,450 | 1,170 | ,067 | ,385 | ,709 | |
Vdaf | ,997 | ,401 | ,610 | 2,488 | ,035 | |
a. Dependent Variable: Yt |
Таким чином, прогнозне рівняння основних показників буде мати вигляд: Yt= -1.407-0.12*Ad+1.126*(Prosl)-0.026 *Y-0.20*(Glub)+10.496*m +0.450*Std+0.997* Vdaf.
Показник відбивання вітриниту збільшується від верхніх пластів до нижніх від 1,28 до 1,75. Через незначну кількість даних (5 значений) карту ізоліній показника відбивання вітриніту і гістограму не має сенсу будувати. Можна відмітити, що є закономірність збільшення показника відбивання вітриніту з глибиною. Відповідно до ГОСТ, в межах шахти переважає вугілля марки ОС і частково, на нижніх горизонтах, отримує розвиток вугілля марки Т. В межах Резервного блоку вугілля відноситься в основному до марки Т і частково ОС.
Точну границю зміни марочного складу встановити не надається можливим як по значенням товщини пластометричного шару, так і по виходу летючих речовин через широкий діапазон значень вищевказаних показників, тобто проходить плавна зміна марочного складу в межах відміток підошви пласту -1000 - -1150 м.
– Конец работы –
Эта тема принадлежит разделу:
ДОНЕЦЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНІЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ... Кафедра Корисні копалини...
Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: Літолого-структурний аналіз умов вуглеутворення з метою прогнозу показників якості вугільного пласта m3.
Если этот материал оказался полезным ля Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:
Твитнуть |
Новости и инфо для студентов