Ефективна боротьба з підземними пожежами вимагає своєчасної і достовірної діагностики процесів, що призводять до їх виникнення. В статті представлено результати хроматографічних аналізів газів, отриманих при нагріванні дослідних зразків різних типів вугілля, та газів відібраних із діючих лав, де виявлена загроза виникнення пожежі. На графіках показано криві змін вмісту оксиду вуглецю, діоксиду вуглецю, водню, кисню, ацетилену, етилену і пропілену в залежності від температури нагрівання зразків вугілля.Приведено також графіки змін основних показників самонагрівання вугілля по відношенню до функції температури. Дослідженнями встановлено температуру, при якій формується вогнище самозапалювання вугілля, що може бути використано для оцінки загрози виникнення пожежі, особливо у завалах діючих шахт.

Проаналізовано стан вивченості фітералів вугілля та зміст, що вкладається різними дослідниками в поняття "фітерал". Наведено його авторське визначення. Обгрунтовано необхідність розподілу фітерального аналізу на дві різновидності: 1 - аналіз будь-якого штуфа вугілля незалежно від стратиграфічного положення його в розрізі пласта або подрібненого вугілля середньопластової проби; 2 - пошаровий (кожні 1,5 - 2 см товщини пласта) фітеральний аналіз вугілля повного його розрізу. Описано анатомо-морфологічний метод фітерального аналізу вугілля та розрізів вугільних пластів, принципи розробки класифікації різних груп фітералів вугілля, який розробив автор, а також класифікацію вітринізованих фітералів карбонового вугілля України. За процесами перетворення тканин рослин на вугілля виділено чотири групи фітералів: вітриніту, семівітриніту, семіфюзиніту та фюзиніту. До п'ятої групи віднесено ліпідні фітерали: мікро- та мегаспори, пилок і кутикула. За системною належністю фітералутворювальних тканин фітерали кожної групи поділяються на типи: ліпідодендроновий, ботродендроновий, кордаітовий та ін. Підтипи фітералів показують зв'язок фітералутворювальних тканин з конкретним органом рослини (стовбуром, листком, стигмарією); види - з системою тканин у рослині, тобто з частинами органа (ксилемою, корою, мезофілом), а підвиди - з конкретним компонентом у частині органа (перидермою, паренхімою, спорангієм). Інтенсивність перетворення рослинних тканин відображено у збереженості елементів їх клітинної будови, тобто в мікроструктурах фітералів.

Визначено вміст мобільних форм 19 хімічних елементів (V, Cr, Mn, Co, Ni, Cu, Zn, As, Sr, Mo, Cd, Sn, Sb, Ba, Pb, Tl, Hg, Bi та U) в берегових намулах, які відібрані з 75 станцій вздовж р. Дністер влітку 1995 р. Середні концентрації металів знаходяться в послідовності: Mn >> Sr >> Ba >> Cr >> Ni >> Zn >> Pb >> V >> Cu >> Co >> As >> Mo >> Cd >> Sn >> U >> Bi. Кількість Sb, Hg та Tl є близькою до межі визначення - 0,2 ppb. Акумулювання металів спостерігається у верхніх частинах ріки, дещо менше у нижніх. Концентрації мікроелементів відрізняються в 2 - 10 разів і залежать від складу осадових товщ. Ступінь нагромадження металів оцінено в порівнянні з місцевим фоновим рівнем, консервативним елементом (ванадієм) і глобальним стандартом. Співвідношення концентрації металів до фонового рівня варіює від 0,5 до 3 для більшості елементів; Sr та U нагромаджуються у зразках у вищому ступені - від 1 до 20. Використання ванадію як елемента з консервативною поведінкою для оцінки результатів за величиною фактора нагромадження осадів є можливим для зразків одного типу порід. Процент рухливих форм металів у намулах становить від 1 до 82 %. Застосування факторного аналізу даних дозволило визначити фонові значення для елементів згідно корінних порід регіону. Рівні концентрації металів у берегових намулах контролюються літологічним складом осадових товщ та антропогенними впливами. Запропоновано виділення марганцевої (Mn - Co - Zn - Ba - Cd - Cu - Pb - As - V - Bi) асоціації елементів, пов'язаної з наявністю гідрооксидів марганцю в зразках. Стронцій-уранова асоціація є характерною для біогенних вапняків. Використання ванадію як консервативного

елемента дозволило виділити також сульфідну асоціацію елементів: Pb - Zn - Cd. Cr - Ni - Sn - Mo групу сформовано внаслідок впливу антропогенного фактора.

Уперше проведено вивчення середнього девону з застосуванням фаціально-циклічного аналізу. Виділено три трансгресивно-регресивні макроцикли загальною потужністю від 50 до 83 м зі зміною відкладів від фацій відкритого шельфу до прибережно-морських та лагунних. Виявлено приуроченість прошарків теригенних порід до нижньої або центральної частини регресивних елементів циклів. Установлено особливості зміни будови циклів за площею й розрізами.

Описано принципово нову, суттєво спрощену методику розрахунку зміни вмісту та видобутку конденсату для обгрунтування коефіцієнта конденсатовилучення під час геолого-економічної оцінки родовищ і визначення технологічних показників розробки газоконденсатних покладів для режиму виснаження та наведено приклади її практичного застосування. Спрощення досягнуто завдяки використанню матеріального балансу конденсату лише в залишковому пластовому газі. Це дозволяє безпосередньо враховувати коефіцієнт стисливості газу.

Для більш точної характеристики неоднорідності продуктивних горизонтів запропоновано, крім відомих коефіцієнтів розчленування, літологічної зв'язаності пісковиків і піщанистості, використовувати коефіцієнт тектонічного ускладнення, який дозволяє враховувати наявність та розподіл ділянок підвищеної тріщинуватості гірських порід на структурі та, відповідно, ділянок підвищеної нафтогазонасиченості. Практичне використання вказаного коефіцієнта матиме велике значення для підрахунку запасів нафти та газу, вибору системи розміщення на структурі розвідувальних та експлуатаційних свердловин, зокрема, під час визначення відстаней між ними. Наведено приклад розрахунку коефіцієнта тектонічного ускладнення для Бухтівецького газоконденсатного родовища. Неправильне трактування геологічної будови цього родовища призвело до одержання негативних результатів під час буріння низки розвідувальних і експлуатаційних свердловин. У процесі визначення коефіцієнта тектонічного ускладнення встановлено: у вигодсько-пасічнянських відкладах Бухтівецького родовища ділянки продуктивного горизонту з підвищеною тріщинуватістю є нерівномірно розміщеними та вони займають всього приблизно 20 % площі структури, тому тут за умов розвідувального й експлуатаційного буріння рекомендовано скорочувати відстані між свердловинами до 0,7 - 0,5 км і менше.

Розроблена й обгрунтована модель обертання блока кристалічного фундаменту під Донецьким басейном. Вона допускає появу диференційованих у просторі секторів локального стиску і розтягу, яким властиві прояви тривалих піднять і занурювань, що зумовлюють фаціальні варіації, а також відбиваються у розміщенні вулканічних утворень. Виходячи з даних щодо просторово-часових змін режимів осадконакопичення у межах окремих секторів розроблено сценарій тектонічної еволюції Донбасу.

При пошуково-оціночних роботах суттєва роль належить геофізичним методам. Однак їх результативність не завжди висока через недостатню геологічну інтерпретацію геофізичної інформації. У зв'язку з цим особливого значення набуває детальне вивчення просторової зональності фізичних властивостей вміщуючих гірських порід, метасоматитів, рудних тіл з метою прогнозування геологічного розрізу рудного поля за допомогою створеної геолого-геофізичної моделі еталонної ділянки в його межах.

Викладено результати вивчення геологічних, петрофізичних і промислово-геофізичних характеристик нижньовізейських карбонатних відкладів Селюхівського нафтового родовища. Побудовано геологічну модель біогермно-рифогенної споруди, проведено її поділ на три частини, для кожної з яких описано просторові зміни літолого-петрографічних, фаціальних і промислово-геофізичних характеристик. Встановлено наявність різних типів складнопобудованих порід-колекторів з вторинною пустотністю - тріщинуватих і тріщинувато-кавернозних та їх просторову приуроченість до середньої частини "плити". Розглянуто механізм утворення, наведено їх нафтогазопромислові та геофізичні характеристики.

На основі аналізу розподілу коефіцієнтів гідростатичності та пластових температур у породах базального, нижньокрейдового, маастрихт-еоценового, майкопського водоносних комплексів Північнопричорноморського нафтогазоносного басейну підтверджено попереднє припущення щодо наявності в межах акваторії басейну елізійної природної водонапірної системи, що охоплює Каркінітсько-Північнокримський прогин. Показано можливі зони контактів підземних вод елізійної та інфільтраційних систем. Зазначено, що родовища вуглеводнів і нафтогазопрояви в межах басейну приурочено до зон контактів підземних вод різних водонапірних систем, а також до бортів найзануреніших ділянок глибоких депресій, тобто до районів розвитку елізійної системи.

Флішові відклади Українських Карпат характеризуються єдиним напрямком їх геохімічної еволюції - від крейди (типова асоціація: Ba, Mn, Sn, Y, Ti) до олігоцену (типовий парагенезис P, Mo, V, Ni, Cr). Разом з тим для кожної окремої структурно-фаціальної зони виявлено свою специфічну лінію геохімічної еволюції. Найбільш виразно це проявляється в аргілітах Кросненської зони, які не тільки суттєво відхиляються від загальнокарпатського напрямку геохімічної еволюції, але й характеризуються надзвичайно низькою варіацією концентрацій мікроелементів. Системно-геохімічними індикаторами умов осадконагромадження у флішовому басейні є такі асоціації: Zr, Hf, Ge, Cr, Ti, Ba - "теригенно-уламковий" парагенезис; Be, V, Ni, Pb, Cu, Zn, Sn, Sc - "пелітовий" парагенезис. Породам, збагаченим органічною речовиною, притаманний парагенезис P, Mo, Ag, Cu, Cr, Co, V.

Наведено результати дослідження геохімічних особливостей Se, Te і As у самородній сірці та вміщуючих породах неогенових сульфатно-карбонатних відкладів Передкарпаття. Встановлено, що в гіпсах Se і Te можуть знаходитись у вигляді ізоморфної домішки в сульфатах та у складі теригенного матеріалу. Суттєве значення для нагромадження цих елементів має наявність органічної речовини в породах. У самородній сірці Se ізоморфно заміщує сірку, а також може бути в тонкодиспергованому елементарному вигляді. Отримані результати з геохімії селену підтверджують точку зору про діагенетичний характер утворення сірчаних родовищ Передкарпаття. Арсенік у гіпсах, очевидно, знаходиться в основному в складі теригенної домішки, а у вапняках як гетерозарядно заміщена домішка та в складі глинистого матеріалу. У разі використання вапняково-сірчаних добрив на полях вміст досліджуваних елементів у грунтах не буде перевищувати гранично-допустимих концентрацій.

Проаналізовано й узагальнено фактичний матеріал стосовно фазового складу, кристалохімічних особливостей глинистих мінералів та їх асоціацій із різних за віком, хімічним складом та умовами утворення родовищ калійних солей. Встановлено, що найхарактернішими теригенними глинистими мінералами міоценових соленосних відкладів Передкарпаття є Al-гідрослюда та Mg-Fe-хлорити з домішками каолініту та змішаношаруватої фази, яку подано як монтморилоніт-гідрослюда. У процесі галогенезу теригенні монтморилоніт і каолініт нестійкі та під впливом високих концентрацій в ропі іонів калію та магнію шляхом трансформаційних перетворень переходять у гідрослюду та хлорит. У верхньодевонських і пермських соленосних відкладах Східноєвропейської платформи має велике поширення діоктаедрична гідрослюда типу Fe-іліту, триоктаедричний Mg-хлорит, змішаношаруваті фази неупорядковані й упорядковані типу коренситу, а також трапляється лейкофіліт, серпентин та інші силікати. Вони утворилися в солеродних басейнах за рахунок Si, Al, Fe, що переходили у водне середовище під час гальміролізу вулканогенного матеріалу, та К, Mg морської води в процесі її прогресивного осолонення. Утворення глинистих мінералів безпосередньо з морської води в процесі її згущення за відсутності продуктів вулканізму через низький вміст в ній Si, Al, Fe практично не відбувається. Залежність фазового складу, кристалохімічних особливостей глинистих мінералів, їх асоціацій від умов утворення дозволяє їх використовувати як індикатори геологічної обстановки соленагромадження.

На базі аналізу й узагальнення опублікованих і фондових матеріалів стосовно геологічної будови, колекторських властивостей і результатів випробувань порід кристалічного фундаменту й осадового покриву Переддобрудзького прогину обгрунтовано гідрогеологічну стратифікацію відповідної водонапірної системи. Запропоновано виділяти такі водоносні комплекси: сарматський, крейдовий, тріас-юрський, верхньопалеозойський (у складі нижньої частини пермо-тріасової товщі, кам'яновугільних та середньо- і верхньодевонських відкладів), середньопалеозойський (водоносні горизонти нижнього девону (умовно) і силуру), нижньопалеозойський (водоносні горизонти нижнього кембрію та венду), водоносний комплекс в утвореннях кристалічного фундаменту. Для кожного наведено наявні дані про глибини залягання та розкриття, склад і стратиграфічну належність водовмісних товщ і водотривких порід, колекторські властивості порід, результати випробувань.

У розрізі північного борту Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ) виділено три вертикальні гідрогеохімічні зони, які відповідають інфільтраційній, перехідній та постелізійній природним водонапірним системам. Перша характеризується прісними і слабосолоними водами хлоридного, сульфатного або гідрокарбонатного натрієвого складу із киснево-азотними водорозчиненими газами (ВРГ). Друга відзначається наростанням мінералізації хлоридних натрієвих і кальцієво-натрієвих вод до понад 100 г/л, вуглеводнево-азотним і азотно-вуглеводневим складом ВРГ. Третя насичена високомінералізованими хлоридними кальцієво-натрієвими розсолами із вуглеводневими ВРГ. Найбільш перспективна для пошуків родовищ нафти і газу є нижня гідрогеохімічна зона, яка відповідає постелізійній водонапірній системі, дві інші за гідрогеологічними даними розглянуто як зони невизначених перспектив. Зазначено, що у встановленні північної межі нафтогазоносності північного борту через брак фактичних даних між ученими існують певні розбіжності. Результати гідрогеологічних досліджень дозволяють виділити нову перспективну зону нафтогазоносності на північному борті Дніпровсько-Донецької западини та привернути увагу до детального аналізу не тільки геолого-геофізичних матеріалів, але й гідродинамічних, гідрогеохімічних та газогідрогеохімічних досліджень об'єктів на малих глибинах.

Вивчено гідрогеохімію основних водоносних комплексів Північнопричорноморського водонапірного басейну: базального горизонту нижньої крейди, нижньокрейдового, верхньокрейдово-еоценового, майкопського та неогенового. За опублікованими, фондовими та фактичними даними проаналізовано розподіл у підземних водах макро- і мікрокомпонентів, склад водорозчинених і вільних газів у межах північно-західного шельфу Чорного моря, Степового Криму й околиці Східноєвропейської платформи. Встановлено, що для акваторіальної частини басейну властиве явище гідрогеохімічної інверсії. Підземні води, головним чином, є седиментогенними, а маломінералізовані в межах газових родовищ - конденсаційними або сумішами їх із седиментогенними.

Вивчалась гідротермальна мінералізація в соляно-купольних структурах, зокрема в соляних штоках Дніпровсько-Донецької западини. Майже всі досліджені мінерали мають гідротермальний генезис. Мінеральні асоціації як в соляних породах, так і в брекчіях мають подібний склад, що свідчить про їх однакове походження. Гідротермальний процес відбувався у три стадії: дорудну, рудну і пострудну. Деякі мінерали, такі як альбіт, мусковіт, мікроклін, давсоніт та інші в солях зустрічаються вперше. Зокрема тунісіт є другою знахідкою у світі. Розвиток гідротермальної активності в соляних і брекчійованих породах має практичне значення, оскільки може бути використаним як пошуковий критерій на рудні та нерудні корисні копалини в соляних куполах Дніпровсько-Донецької западини.

Розглянуто питання впливу органічної речовини, зокрема біогенних сполук, на формування та розвиток мінеральних парагенезів у осадових породах і, в першу чергу, осадових комплексах нафтогазоносних та вугленосних регіонів. Розвиток вторинних порід-колекторів розглядається як епігенетичні геохімічні перетворення, що відбуваються на фоні активізації тектонічних рухів під час взаємодії органічної та мінеральної речовини породи. Наведено схему послідовності розвитку процесів.

Питання парагенезису органічного вуглецю та ртутного зруденіння вивчалося на прикладі Слов'янського родовища (південно-східна частина Дніпровсько-Донецької западини). Рудні тіла представлено тонкозернистим кіноваром та приурочено до тектонічної брекчії поблизу контакту брекчійованих порід і кам'яної солі. Гідротермальні мінеральні асоціації розвинуті як в навколишніх рудовмісних породах, так і в галогенних утвореннях. Відзначено значне поширення органічної речовини (в теригенних і галогенних породах), у складі якої з певною умовністю виділено високо-, середньо- та низькотемпературні утворення: антраксоліт, графіт, оксикерити, в'язкі бітуми, ювеліт, а також рідкі та газоподібні органічні виділення. Найтісніше з ртутними прожилками асоціюють тверді та в'язкі бітуми. Утворення основної маси кіновару пов'язується з наявністю геохімічних пасток у верхніх частинах розрізу брекчійованих порід. Геохімічний бар'єр сформувався шляхом розчинення у приповерхневих водах сірководню, поява якого, імовірно, є результатом процесу відновлення сульфатів. Цей процес інтенсивно стимулювався органічною речовиною.

Введено поняття про ослаблені зони земної кори - вертикальні та латеральні. Під першими розуміємо структурні елементи, що розмежовують території з різною інтенсивністю розвитку, а під другими - структурні рівні з ознаками гіпергенезу або катаклазу. На Землі постійно діє принцип ізостазії, тому земна кора реагує на збільшення чи зменшення навантаження на її поверхню. Довжина хвилі згину земної кори залежить від пружності та різниці щільностей шарів, що підстилають і перекривають кору. Розривні порушення, що фіксуються сейсмічними методами у межах північного борту, утворюють складні структурні форми на поверхні фундаменту і впливають на процес осадконагромадження на території їх розвитку. Вказано на прямий зв'язок між товщиною осадків у рифті та шириною борту. Дніпровсько-Донецький рифтоген, що виник у склепінні Сарматського палеощита, формувався за схемою: плита- склепіння- рифтоген як результат утворення та деградації складного плюмажу в його підкоровій частині. Рифт виявився накладеним на основі структури палеощита й утворив поперечну до них ослаблену зону земної кори. Формування бортів пов'язано з останньою стадією розвитку рифта і зумовлено зменшенням розмірів підкорового плюмажу та стабілізацією кори. Основні структурні елементи, розвинуті у межах північного борту, є структурами розтягу і мають форму сходин, обмежених прямими та зворотними скидами. Вірогідно, зворотні скиди є елементами Сарматського палеощита і за віком мусять бути більш давнього закладання, проте усі вони входять в систему крайового розлому грабена. За інтенсивністю порушеності поверхні фундаменту територію північно

го борту поділено на сильно-, середньо- і слабкодислоковану. Зменшення дислокованості порід обмежує перспективність території та знижує ймовірний інтервал нафтогазоносності.