Петрографічний і хімічний склад вугілля та його технологічні

властивості. На території басейну головними постачальниками фітомаси

для утворення торфу і вугілля пласта v ₆ були нерівномірно поширені корові

тканини сигілярій, лепідодендронів, ботродендронів, каламітів і рідше кордаїтів.

 

 

 

У вугіллі пласта переважають мацерали групи вітриніту, і воно належить

переважно до кларенової, дюрено-кларенової та кларено-дюренової груп і змі-

шаної підгрупи генетичної класифікації, розробленої К. І. Іносовою (Иносова,

1963). Переважають кларенове і змішане вугілля, що містить понад 80 % ма-

цералів групи вітриніту і більше мацералів групи інертиніту, ніж ліптиніту, а

також дюрено-кларенове. Кларено-дюренове вугілля значно підпорядковане

двом першим, а дюренове та ультрадюренове не характерне і представлене

лише тонкими (до 2–4 мм) смужками в основних типах.

За комплексом петрографічних і хіміко-технологічних показників вугілля

пласта належить до маловідновленого типу “а”, в окремих випадках воно пе-

рехідне – типу “аб–б” і дуже рідко – близьке до відновленого типу “бв”. За

вмістом золи вугілля пласта, в основному, належить до групи середньозоль-

ного, за класифікацією, прийнятою для Донецького басейну, і тільки на Забузь-

кому родовищі та ділянці Межиріччя-Західна воно близьке до групи зольного

(Геологический…, 1991; Геологический…, 1994).

За вмістом сірки вугілля пласта середньосірчисте, за винятком Волинського

родовища, де воно малосірчисте. Вихід летких речовин з вугілля змінюється від

23,16 % на Любельському родовищі до 41,6 % на Волинському. Теплота згоран-

ня вугілля варіює в межах 32,2–36,3 МДж/кг, а максимальних значень досягає

на Тяглівському родовищі і ділянці Межиріччя-Західна. Товщина пластичного

шару змінюється від 8 до 23 мм і загалом зростає з північного сходу на півден-

ний захід, за винятком вугілля пласта на ділянці Межиріччя-Західна.

За показниками хімскладу і технологічних властивостей,вугілля належить до

технологічних марок Г (газове) і Гк (газове, придатне для коксування) на Волин-

ському і Забузькому родовищах, Ж – на Межиріченському родовищі і ділянці

Межиріччя-Західна та К – на Тяглівському і Любельському родовищах, що під-

тверджує встановлену попередніми дослідниками (Морфология..., 1984) законо-

мірність для Львівсько-Волинського басейну, тобто, ступінь метаморфізму ву-

гілля зростає з північного сходу на південний захід і зі стратиграфічною глибиною.

Газоносність. Вугільний пласт v ₆ у басейні залягає в метановій зоні. Ком-

понентний склад газів і його природну газоносність по родовищах басейну

наведено в табл. 1.

На Волинському родовищі (Геологический…, 1979) природна газонос-

ність вугільного пласта досліджена в поодиноких свердловинах в інтервалі

глибин 418,0–654,0 м (абс. відм. -184 – -608 м). Однак встановлено, що пласт

залягає в метановій зоні з вмістом метану 62–85,0 %, який перебуває в сорбо-

ваному стані. Порівняно невеликий вміст метану в газовій зоні, очевидно, по-

яснюється знаходженням родовища в зоні глибокого газового вивітрювання і

впливом активної дегазації всієї продуктивної вугленосної товщі більшої части-

ни серпуховського ярусу. З півночі на південь і зі сходу на захід з наростанням

потужності кам’яновугільних відкладів і зануренням пласта газоносність вугіл-

ля зростає. Природна газоносність пласта v ₆ у межах родовища за незначною

кількістю визначень (3 проби) коливається від 2,5 до 7,3 м3/т с. б. м. за серед-

нього значення 4,3 м3/т с. б. м.

У межах Забузького родовища (Геологический…, 1979) у метановій зоні

вугільного пласта v ₆ значно збільшується вміст метану (до 97,4 %), у півтора

раза зменшується вміст діоксиду вуглецю і суттєво знижується кількість азоту