ФІЛЬТРАЦІЙНО-ЄМНІСНІ ПАРАМЕТРИ НИЖНЬОПЕРМСЬКИХ КАРБОНАТНИХ ПОРІД ЗАХІДНОЇ ЧАСТИНИ ГЛИНСЬКО-СОЛОХІВСЬКОГО ГАЗОНАФТОНОСНОГО РАЙОНУ ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКОЇ ЗАПАДИНИ
DOI:
https://doi.org/10.17721/1728-2713.88.04Ключові слова:
фільтраційно-ємнісні параметри, густина, пористість, проникність, залишкове водонасичення, кореляційні залежності, вапнякиАнотація
Висвітлено результати дослідження фільтраційно-ємнісних властивостей нижньопермських карбонатних порід західної частини Глинсько-Солохівського газонафтоносного району Дніпровсько-Донецької западини. Мета досліджень полягала в оцінці перспективності порід, як можливих колекторів вуглеводнів. Досліджувались такі фільтраційно-ємнісні характеристики зразків порід, як коефіцієнт відкритої та ефективної пористості, коефіцієнт проникності та коефіцієнт залишкового водонасичення. На основі капілярометричних досліджень виконано оцінку структури пустотного простору порід. Вивчався також зв'язок густини порід з їхньою пористістю. Дослідження пористості виконувалося в атмосферних і пластових умовах. Установлено, що густина сухих зразків порід змінюється від 2212 до 2593 кг/м3 (середнє – 2413 кг/м3 ), порід, насичених моделлю пластової води – від 2442 до 2626 кг/м3 (середнє 2549 – кг/м3 ), насичених гасом – від 2400 до 2622 кг/м3 (середнє – 2541 кг/м3 ), уявна мінералогічна густина – від 2718 до 2828 кг/м3 (середнє – 2783 кг/м3 ). Коефіцієнт відкритої пористості досліджених порід, насичених моделлю пластової води, змінюється від 0,045 до 0,181 (середнє – 0,127), насичених гасом – від 0,049 до 0,184 (середнє – 0,128), насичених азотом (N2) – від 0,063 до 0,217 (середнє – 0,149). Коефіцієнт ефективної пористості порід варіює в межах від 0,004 до 0,125 (середнє – 0,036), а коефіцієнт залишкового водонасичення – у межах від 0,40 до 0,97 (середнє – 0,79). У результаті моделювання пластових умов установлено, що коефіцієнт пористості змінюється від 0,040 до 0,169 (середнє – 0,118). Через закриття мікротріщин, у результаті навантаження порід під час створення для них пластових умов пористість порід зменшується порівняно з їхньою пористістю в атмосферних умовах. Відносне зниження коефіцієнта пористості різних порід, що пероебувають в однакових пластових умовах, обернено залежне від коефіцієнта їхньої пористості в атмосферних умовах і у змодельованих пластових умовах становить від 1,5 % до 11 % (середнє – 5,3 %). Капілярометричними дослідженнями методом центрифугування встановлено, що капілярний простір досліджених порід має таку структуру: вміст надкапілярних пор змінюється від 1 % до 22 % (середнє – 7 %); вміст капілярних пор – від 2 % до 38 % (середнє 14 %); вміст субкапілярних пор – від 40 % до 97 % (середнє 79 %). За результатами лабораторних вимірювань коефіцієнт проникності для досліджених карбонатних порід західної частини Глинсько-Солохівського газонафтоносного району ДДЗ змінюється від 0,038 фм2 до 1,992 фм2 (середнє 0,323 фм2 ). Виконано класифікацію колекторських властивостей зразків порід за коефіцієнтами пористості, проникності та залишкового водонасичення. Проведений кореляційний аналіз дозволив отримати ряд емпіричних залежностей між фільтраційно-ємнісними параметрами досліджених порід – густиною, коефіцієнтом пористості, коефіцієнтом проникності та коефіцієнтом залишкового водонасичення.
Посилання
Dakhnov, V.N. (1975). Geophysical methods for the determination of reservoir properties and oil and gas saturation of rocks. Moscow: Nedra. [in Russian]
Dortman, N.B. (Eds.). (1992a). Petrophysics. Handbook. V. 1. Moscow: Nedra. [in Russian]
Dortman, N.B. (Eds.). (1992b). Petrophysics. Handbook. V. 2. Moscow: Nedra. [in Russian]
Fedoryshyn, D. D., Piatkovska, I. O., Trubenko, O. N., Fedoryshyn, S. D. (2018). Improved methods of allocation reservoir rock from complex constructed geological sections by using mathematical statistics. Abstracts of the 17th International Conference "Geoinformatics - Theoretical and Applied Aspects", Kyiv. [in Ukrainian]
GSTU 41-00032626-00-025-2000. (2001). Coefficient of residual water saturation of rocks. Method of measuring measurements by centrifugation of samples. K.: Ministry of Natural Resources of Ukraine. [in Ukrainian]
Karpenko, O., Mykhailov, V., Karpenko, I. (2015). Eastern Dnieper-Donets depression: Predicting and developing hydrocarbon resources. Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, 68, 49-54. [in Ukrainian]
Maslov, B., Onyshchuk, І., Shynkarenko, A. (2017). Modelling of nonlinear viscoelastic properties of terrigenous-calcareous sandstones. Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, 77, 99-105. http://doi.org/10.17721/1728-2713.77.13 [in Ukrainian]
Mykhailov, V.A., Kurovets, I.M., Synkovskyy, Ju.N. et al. (2014b). Unconvential sources of hydrocarbons in Ukraine: South oil and gas region. Book III. Kyiv: Kyiv University Pablishing. [in Ukrainian]
Mykhailov, V.A., Vyzhva, S.A., Zagnitko, V.M. et al. (2014a). Unconvential sources of hydrocarbons in Ukraine. Eastern oil-gas-bearing region: Analytical investigations. Book IV. Kyiv: Kyiv University Pablishing. [in Ukrainian]
Nesterenko, M.Yu. (2010). Petrophysical basis of the substantiating of fluid saturation of reservoir rocks. Kyiv: UkrDHRI. [in Ukrainian]
Orlyuk, M., Drukarenko, V., Onyshchuk, I. (2018). Physical properties of deep reservoirs of the Glinsko-Solokhivsky oil and gas region. Abstracts of the XII International Conference "Monitoring of Geological Processes and Ecological Condition of the Environment", November 13-16, 2018, Kyiv, Ukraine. DOI: 10.3997/2214-4609.201803178.
Rudko G.I., Nesterenko, M.Yu., et al. (2005). Substantiating of the conditioning data of the reservoir parameters of terrigenous reservoirs for calculation of hydrocarbon reserves. Methodology guidelines. Kyiv-Lviv: UkrDHRI.
Sadivnik, M., Fedoryshyn, D., Trubenko, O., Fedoryshyn S. (2013). Influence of Formation Pressure on the Electrical Characteristics of Rocks. Abstracts of the 12th International Conference "Geoinformatics ‒ Theoretical and Applied Aspects", Kiev. [in Ukrainian]
The instruction for determining the storage capacity of rocks in production laboratories of the Ministry of Geology of the Ukrainian SSR. (1977). Lviv: Ukrainian Research Mining Institute. [in Russian]
The rocks. (1985). Methods for determination of reservoir properties. Method for determination of absolute permeability coefficient under stationary and non-stationary filtration (GOST 26450.2–85). Moscow: Mingeo USSR. [in Russian]
Tiab, D., Donaldson, E.C. (2009). Petrophysics: Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport. 2th edition. Moskow: Premium Engineering. (Original work published 2004). [in Russian]
Vyzhva, S., Mykhailov, V., Onyshchuk, D., Onyshchuk, I. (2014). Rezervoir Rocks in Impact Structures: Electrical Parameters. Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, 65, 31-35. [in Ukrainian]
Vyzhva, S., Mykhailov, V., Onyshchuk, I. (2017). Petrophysical features of maikop series of the crimean-black sea region. Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, 79, 12-20. http://doi.org/10.17721/1728- 2713.79.02 [in Russian]
Vyzhva, S., Onyshchuk, D., Onyshchuk, V. (2012). Petroelectrical investigations of reservoir rocks of Western-Shebelynske gas condensate field. Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, 57, 13-16. [in Ukrainian]
Vyzhva, S., Onyshchuk, V., Reva, M., Shabatura, O. (2018). Reservoir features of the upper carbon sediments (Runovshchynska area of the Dnieper-Donets basin). Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, 4 (83), 30-37. [in Ukrainian]
Vyzhva, S.A., Mykhailov, V.A., Onyshchuk, D.I., Onyshchuk, I.I. (2013). Petrophysical parameters of unconventional types of reservoir rocks from southern oil-and-gas region. Geoinformatics, 3 (47), 17–25. [in Ukrainian]
Vyzhva, S.A., Mykhailov, V.A., Onyshchuk, I.I. (2014). Petrophysical parameters of rocks from the areas of eastern sector of the Dnieper-Donets depression promising for shale gas. Geofizicheskiy Zhurnal, 36, No 2, 145- 157. [in Ukrainian]
Vyzhva, S.A., Onyshchuk, V.I., Onyshchuk, D.I. (2017). Electrical model of Cambrian rocks from Volodymyrska area in Volyno-Podillia (Ukraine), NaftaGaz: Rok LXXIII, 2, 90–96. DOI: 10.18668/NG.2017.02.03.
Vyzhva, S.A., Reva, M.V., Hozhyk, A.P. Onyshchuk, V.I., Onyshchuk, I.I. (2010). Petroelectrical investigations of borehole core of complexly-build reservoir rocks. Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, 50, 4-7. [in Ukrainian]
Оrlyuk, М., Drukarenko, V., Onyshchuk, I., Solodkyi, E. (2018). The association of physical properties of deep reservoirs with the geomagnetic field and fault-block tectonics in the hlynsko-solokhivskyi oil-and-gas region. Geodynamics, 2, (25), 71-88.
Оrlyuk, М., Pashkevich, I. (2011). Magnetic characteristics and fault tectonics of the earth's crust of the Shebelinka group of gas fields as a component of the complex search criteria for hydrocarbons. Heofizicheskiy zhurnal, 33(6), 136−151. [in Russian]
Оrlyuk, М.I., Drukarenko, V.V. (2018). Prediction of pathways and places of accumulation for hydrocarbons of the Chernigiv segment of the DnieperDonets aulacogene in relation to magnetic heterogeneity. Heofizicheskiy zhurnal, 40 (2), 123-140. DOI: https://doi.org/10.24028/gzh.0203- 3100.v40i2.2018.12893. [in Ukraine]
Завантаження
Опубліковано
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2023 Вісник Київського національного університету імені Тараса Шевченка. Геологія
Ця робота ліцензується відповідно до ліцензії Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Ознайомтеся з політикою за посиланням: https://geology.bulletin.knu.ua/licensing
