Фільтраційно-ємнісні параметри межі колектор-екран пісковиків Донбасу

Рассмотрена возможность существования газовых скоплений в локальных антиклинальных структурах с точки зрения наличия зоны разуплотнения и пород с экранирующей способностью, которые могут служить покрышкой и (или) экраном. Экранирующая способность пород рассматривается по их абсолютной проница...

Full description

Saved in:

Bibliographic Details
Published in:	Геотехническая механика
Date:	2010
Main Author:	Безручко, К.А.
Format:	Article
Language:	Ukrainian
Published:	Інститут геотехнічної механіки імені М.С. Полякова НАН України 2010
Online Access:	https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/33490
Tags:	Add Tag No Tags, Be the first to tag this record!
Journal Title:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Cite this:	Фільтраційно-ємнісні параметри межі колектор-екран пісковиків Донбасу / К.А. Безручко // Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр. — Днепропетровск: ИГТМ НАНУ, 2010. — Вип. 88. — С. 46-53. — Бібліогр.: 24 назв. — укр.

Institution

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

_version_	1859467770357350400
author	Безручко, К.А.
author_facet	Безручко, К.А.
citation_txt	Фільтраційно-ємнісні параметри межі колектор-екран пісковиків Донбасу / К.А. Безручко // Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр. — Днепропетровск: ИГТМ НАНУ, 2010. — Вип. 88. — С. 46-53. — Бібліогр.: 24 назв. — укр.
collection	DSpace DC
container_title	Геотехническая механика
description	Рассмотрена возможность существования газовых скоплений в локальных антиклинальных структурах с точки зрения наличия зоны разуплотнения и пород с экранирующей способностью, которые могут служить покрышкой и (или) экраном. Экранирующая способность пород рассматривается по их абсолютной проницаемости. Сделан вывод, что ненарушенные в процессе складкообразования слои песчаника могут служить экраном газовой залежи при абсолютной проницаемости порядка 10-16 м2(десятые доли миллидарси). Possibility of gas accumulations existence in local anticlinal structures has been considered from the viewpoint of the presence of volume expansion zone and rocks with shielding ability, which can be served as cover and (or) screen. Shielding ability of rocks is considered under there absolute permeability. The conclusion has been made that unmoved sandstones layers in the fold formation process can serve as a gas pool screen by absolute permeability of order 10-16 m2(tenth particles of milidarsy).
first_indexed	2025-11-24T07:27:53Z
format	Article
fulltext	46 УДК [552.513.08:53]:539.217 Канд. геол.- мін. наук К.А. Безручко (ІГТМ НАН України) ФІЛЬТРАЦІЙНО-ЄМНІСНІ ПАРАМЕТРИ МЕЖІ КОЛЕКТОР-ЕКРАН ПІСКОВИКІВ ДОНБАСУ Рассмотрена возможность существования газовых скоплений в локальных антиклинальных структурах с точки зрения наличия зоны разуплотнения и пород с экранирующей способностью, которые могут служить покрышкой и (или) экраном. Экранирующая способность пород рассматривается по их абсолютной проницаемости. Сделан вывод, что ненарушенные в процессе складкообразования слои песчаника могут служить экраном газовой залежи при абсолютной проницаемости порядка 10 -16 м 2 (десятые доли миллидарси). FILTRATION –CAPACITIVE PARAMETERS OF LIMIT COLLECTOR- SCREEN OF DONBAS SANDSTONES Possibility of gas accumulations existence in local anticlinal structures has been considered from the viewpoint of the presence of volume expansion zone and rocks with shielding ability, which can be served as cover and (or) screen. Shielding ability of rocks is considered under there absolute permeability. The conclusion has been made that unmoved sandstones layers in the fold formation process can serve as a gas pool screen by absolute permeability of order 10 -16 m 2 (tenth particles of milidarsy). В рамках вирішення проблеми забезпечення національної економіки України паливно-енергетичними ресурсами важливим доповненням до традиційних джерел природних енергоносіїв має стати видобуток метану, який зосереджений у великих обсягах у вугленосних відкладах. Метан є головним компонентом газів вугільних родовищ і його запаси за різними оцінками у Донбасі сягають від 3,8 до 25,0 трлн м 3 [1, 2]. Але специфіка метановугільних родовищ Донбасу полягає у тому, що породи, які переважно вміщують вуглеводні – вугілля та пісковики – є практично непроникними, тому метан у них знаходиться, головним чином, у слабозв'язаному або нерухомому стані [3]. Мікропоклади та локальні скупчення вільного газу у більшості випадків пов'язані з тріщинуватими зонами. У роботі [4] В.В. Лукіновим було запропоновано механізм утворення скупчень вільного метану у локальних антиклінальних структурах, які ускладнюють монокліналі та виділяються за відхиленням гіпсометрії пласта від апроксимуючої поверхні. Цей механізм передбачає формування газового резервуара у склепінні антиклінальних складок у зоні розущільнення внаслідок тріщиноутворення, коли деформації вигину пісковиків перевищують граничні деформації розтягу, що спричиняє розвиток крихких деформацій розриву і поліпшує колекторські властивості (збільшує пористість та проникність уражених тріщинами шарів пісковику). Однак для формування газового покладу необхідний не тільки природний резервуар, придатний для скупчення газу, але й екран, особливо у випадках, 47 коли структура незамкнена догори за піднесенням пласта і, з точки зору нафтогазової геології, є відкритою. Екраном покладу в цьому випадку можуть слугувати шари цього самого пісковику, які виположуються вгору за піднесенням і залишаються газонепроникними тому, що не порушені тріщинами. У цьому зв’язку актуальним є вивчення ймовірної наявності екранувальних властивостей непорушених шарів пісковиків. Мета роботи – визначення головних чинників формування колекторських властивостей низькопористих теригенних порід та обгрунтування фільтраційних параметрів, зокрема абсолютної газопроникності, відкритої пористості та водо-газонасиченості колекторів, межі колектор–екран та флюїдоупорів. Структура порового простору (геометрія пор) гірської породи настільки складна, що її кількісна характеристика зусрічає принципові ускладнення. Можливим шляхом вирішення цієї проблеми є створення математичних структурних моделей порового простору, які обумовлюючи різноманітні варіанти геометрії пор, дозволяють встановити кількісні співвідношення між тими чи іншими властивостями породи та факторами, що визначають структуру породи. Існує багато структурних моделей порового простору гірських порід та відповідних методик розрахунків головних фізичних властивостей, у тому числі проникності. Суть існуючих моделей структури порового простору гірських порід детально висвітлена у монографії Є.С. Ромма [5], яка безпосередньо присвячена цьому питанню. Класифікаційна схема існуючих моделей структури порового простору гірських порід грунтується на 4-х найпростіших елементах форми пор. Це, насамперед, міжзернові порожнини, капіляри, щілини, а, також, сферичні порожнечі. За цим принципом виділяються 5 основних груп моделей порового простору – гранулярна, капілярна, сіткова, тріщино-капілярна та нелінійно-пружна. Які у свою чергу можно розділити на 9 підгруп, саме до складу яких входять окремі конкретні моделі. Більшості моделей притаманні суттєві недоліки, вони не є універсальними і мають обмежені області застосування. З огляду на це виконання конкретних завдань потребує вибору структурної моделі найбільшою мірою придатної для умов досліджень. Проаналізувавши переваги та недоліки кожної із запропонованих різними дослідниками моделей, а також можливі галузі їх застосування (велика частина моделей розроблена стосовно неконсолідованим, тобто пухким, великозернистим утворенням з високою пористістю), було зроблено висновок, що для зцементованих порід, які відносяться до колекторів порового типу, найбільш прийнятною є капілярно-статистична модель Е. Маршалла [5]. Відповідно до обраної структурної моделі абсолютна проникність є функцією коефіцієнту відкритої пористості та розміру основних фільтрувальних каналів: 8 22 rK K п пр , (1) 48 де прK - коефіцієнт абсолютної проникності, м 2 ; пK - коефіцієнт відкритої пористості, частки одиниці; r - розмір основних фільтрувальних каналів, м. Перевірка справедливості отриманих Е. Маршаллом співвідношень була проведена за даними вивчення зразків гірських порід, у тому числі і пісковиків, отриманими різними дослідниками і засвідчила, що запропонована капілярно- статистична модель достатньо ефективно описує зв'язок між головними властивостями піщаних порід-колекторів нафти і газу [5]. Слід зазначити також, що саме цю модель успішно використав В.М. Добринін [6] для побудови теорії стисливості колекторів, в умовах їх природного залягання, відзначивши, що саме рівняння Е. Маршалла є найбільш зручним для вивчення зміни коефіцієнта проникності від тиску та температури. Формула (1) дозволяє не тільки оцінити абсолютну проникність гірської породи виходячи з її відкритої пористості та розміру основних фільтрувальних каналів, але і вирішувати зворотні задачі, наприклад, розрахувати граничне значення пористості, за яким порода починає набувати ознаки колектора промислового типу згідно класифікації [7], тобто, значення пористості, за яким проникність перевищить 1·10 -15 м 2 (1 мД). Формула для визначення коефіцієнту відкритої пористості, як функції розміру головних фільтрувальних каналів при заданій проникності, набуває вигляд: 2 8 r K K пр п , (2) На рис.1 представлена залежність (суцільна лінія) коефіцієнта відкритої пористості, за яким проникність дорівнює 1 10 -15 м 2 (1 мД), від розміру основних фільтрувальних каналів, відповідно до формули (2). Рис.1 - Залежність значення відкритої пористості межі колектор-екран від розміру фільтрувальних каналів (суцільна лінія – абсолютна проникність дорівнює 1·10 -15 м 2 ; пунктирна лінія – 5·10 -16 м 2 ) 49 Область, розташована вище за суцільну лінію, характеризує породи з добрими фільтраційними параметрами, які можуть бути колектором. Область, що розташована під суцільною лінією, характеризує породи з низькою проникністю, яка не перевищує 1 10 -15 м 2 (1 мД). На рисунку (див.рис. 1) добре видно, що графік функції «відкрита пористість – розмір фільтрувальних каналів», за заданою проникністю, має перегин у діапазоні 5·10 -7 - 1,5·10 -6 м (0,5-1,5 мкм), а за розміром каналів менше 5·10 -7 м (0,5 мкм) ліва гілка графіка асимптотично наближається до осі ординат. Тобто, за розміром порових каналів менше 5·10 -7 м (0,5 мкм) порода різко втрачає свої фільтраційні властивості. У роботі [8] наведені результати дослідження порового простору пісковиків Більче-Волицької зони з діапазоном пористості 1,4-26,2 % і проникності (0,001- 30,6) 10 -15 м 2 методом ртутної порометрії, які проводилися О.В. Шереметою. За розміром порових каналів ним були виділені такі структурні різновиди порового середовища: а) переважають порові канали радіусом (1-10)·10 -6 м, вміст порових каналів радіусом менше 1·10 -7 м мінімальний; б) порові канали радіусом 0,1·10 -6 м до 1,0·10 -6 м і більше близькі за вмістом та переважають у загальному об’ємі; в) переважають порові канали радіусом 0,1·10 -6 - 1,0·10 -6 м, підвищений вміст порових каналів радіусом 1·10 -7 м; г) порові канали 0,1·10 -6 - 1,0·10 -6 м і менше 1·10 -7 м близькі за вмістом; д) переважають порові канали радіусом менше 1·10 -7 м. Зазначається, що у такій послідовності медіанний розмір порових каналів змінюється від 3,0·10 -6 м до 0,1·10 -7 м і менше. Також було визначено, що розподіл пор у породі закономірно відбивається на її фільтраційно-ємнісних властивостях. Так у породах-колекторах зі структурою «б», незважаючи на істотне пониження пористості, проникність залишається достатньо високою, що зумовлене наявністю порових каналів збільшеного розміру. Навпаки, у породах-колекторах зі структурою «в» у разі збереження відносно високих показників пористості проникність не перевищує 1 10 -15 м 2 . Породи зі структурою «г» належать до перехідних від колекторів до неколекторів, а породи зі структурою «д» – до неколекторів [8]. Ці експериментальні дані повною мірою підтверджують розрахунки, виконані за формулою (2) та проілюстровані відповідним графіком (див. рис.1). Як відомо, основна частина порового простору пісковиків Донбасу [2, 9-12] і аналогічних їм низькопористих колекторів ДДЗ [8], сформована порами розміром 10 -8 – 10 -6 м, а пори розміром 10 -7 м та менші недоступні для фільтрації флюїдів, оскільки зайняті зв'язаною водою. Тобто, мінімальний розмір порових каналів, доступних для фільтрації, складає порядок 10 -6 м, що може відповідати колекторам промислового значення низької проникності (V клас), розмір фільтрувальних каналів яких, згідно класифікації [7], складає одиниці мікрон. Отримані у роботах [2, 11] результати засвідчили, що більшість диференціальних кривих пористості пісковиків Донбасу, з відкритою 50 пористістю 2,89 – 8,32 %, мають вузький максимум, який лежить у діапазоні порових каналів радіусом 3,8·10 -7 – 5,0·10 -7 м, фільтраційний об'єм середовища формують макро- (1,0-3,0 мкм) та субмакропоры (0,1-1,0 мкм), які займають до 50 % загального порового об'єму. На графіках розподілу диференціальної пористості пісковиків, наведених у вказаних роботах [2, 11], можна побачити, що основна частина фільтраційного об'єму зосереджена у проміжку 5,0·10 -7 – 1,0·10 -6 м (0,5-1,0 мкм). Прийнявши цей діапазон розмірів основних фільтрувальних каналів, отримуємо відповідних йому значень коефіцієнта відкритої пористості, а саме 9,0 – 12,6 %. Це означає, що пісковики з меншою відкритою пористістю зазвичай мають проникність, що не перевищує 1 10 -15 м 2 (1 мД), тобто є низькопроникними. І, навпаки, породи з розміром порових каналів 5,0·10 -7 –1,0·10 -6 м (0,5-1,0 мкм) можуть виявляти ознаки колектора, здатного пропускати та накопичувати флюїди, за коефіцієнтом відкритої пористості не менше 9,0 – 12,6 %. Останнє зауваження справедливе за умовою, що вся відкрита пористість сформована порами вказаних розмірів. З урахуванням того, що в реальних умовах частина пористості сформована порами меншого розміру, гірські породи можуть виявляти ознаки колектора з покращеними властивостями, тобто з проникністю не менш 1 10 -15 м 2 (1 мД), за більшими значеннями коефіцієнту відкритої пористості, залежно від того яка частина порового об'єму придатна для фільтрації флюїду. Чим більший обсяг порового простору сформований порами розміром 10 -7 м і меншими, тим за більшою відкритою пористостю порода набуває здатності фільтрувати та накопичувати флюїди, тобто властивості колектора. З іншого боку, твердження про те, що породи з розмірами порових каналів не більше 5,0·10 -7 –1,0·10 -6 м (0,5-1,0 мкм) та відкритою пористістю до 9 -12,6 % можуть бути, за певних умов, флюїдоупорами або покришками газового покладу, можна вважати вірним. Такою умовою є істотна дія капілярних сил у поровому просторі, подолання якої та початок фільтрації газу через водонасичені породи потребує значного перепаду тиску. Цей тиск називається тиском прориву і, власне, є найменшим перепадом тиску, необхідним для витіснення взаємонерозчинних флюїдів [8, 13]. У даному випадку–витіснення залишкової пластової води, що насичує породи. Деякими дослідниками [14-16] у ДДЗ та Причорноморсько-Кримській провінції, з метою диференційованої оцінки колекторських властивостей гірських порід, у межах кожного фізичного параметру виділені зони: «неколектор», перехідна «колектор-неколектор», «промислові колектори». Перехідна зона у вказаних геологічних провінціях характеризується газопроникністю 5 10 -16 - 1 10 -15 м 2 (0,5-1,0 мД) та відкритою пористістю 5-10 %. Якщо аналогічно виділити перехідну зону «колектор-неколектор» (область між кривими на графіку див. рис.1) і визначити за формулою (2) відкриту пористість, відповідну проникності 5 10 -16 м 2 (0,5 мД), отримаємо для того ж діапазону фільтрувальних каналів 5,0·10 -7 –1,0·10 -6 м (0,5-1,0 мкм) значення коефіцієнта відкритої пористості, які дорівнюватимуть 6,3–9,0 % (див. рис.1 51 пунктирна лінія). У цьому випадку перехідна зона «колектор-неколектор» визначається параметрами коефіцієнту відкритої порстости у межах 6,3 – 9,0 %. Права частина графіку, що відображає проникність та відкриту пористість порід з розмірами головних фільтрувальних каналів 1,0·10 -5 –1,5·10 -5 м (10- 15 мкм), характеризує колектори тріщинного типу, які можуть набувати високої проникності, більшої 1 10 -15 м 2 (1 мД), за коефіцієнтом відкритої пористості 2,3 – 2,8 %, що також цілком відповідає відомим даним про фактичну пористість тріщинних колекторів [7, 17]. Слід зауважити, що графіки, наведені на рис. 1, відображають зв'язок проникності з відкритою пористістю та розмірами основних фільтрувальних каналів, без урахування зв'язаної вологи, яку можуть містити породи. Іншими словами, вказані графіки (див. рис.1), відповідають випадку, коли ефективна пористість дорівнює відкритій. За наявності зв'язаної води граничні значення пористості, що розділяють породи з покращеними колекторськими властивостями від низькопроникних порід переміщуються до області вищих значень коефіцієнта відкритої пористості. До прикладу, за залишковою водонасиченістю 10 % та розмірах фільтрувальних каналів 1·10 -6 м (1 мкм), граничне значення коефіцієнта відкритої пористості колектора для проникності 1 10 -15 м 2 (1 мД) складе 9,9 %, за залишковою водонасиченістю 20 % - 12,4 %, при 30 % - 17,7 % і так далі. Велика залишкова водонасиченість є головною перешкодою для можливості породи мати фільтраційно-ємнісні властивості сприятливі для накопичення газу. Якщо розглядати вимоги до умов існування газових скупчень з точки зору мінімального газонасичення, яке може спостеригатися у породному масиві, ступінь заповнення пор пісковиків газом має бути не меншим за 50 %. Ця умова є необхідною для формування газового покладу [18-20]. Тобто газовий поклад у породному масиві може сформуватися, коли кількість зв'язаної води (залишкова водонасиченість) не перевищує 50 %. Прийнявши 50 % за межу, після якої формування газових скупчень, з огляду на високу залишкову водонасиченість, є неможливим, можно визначити яка відкрита пористість пісковиків відповідає цьому значенню. Такий розрахунок можно здійснити за допомогою емпіричної формули, яка є залежністю залишкової водонасиченості від коефіцієнту відкритої пористості для пісковиків Донбасу [21]. Кзв = 90,56 – 11,57 Кn + 0,54 Kn 2 , (3) де Кзв – коефіцієнт залишкового водонасичення пісковиків, %; Кn – коефіцієнт відкритої пористості, %. Скориставшись формулою (3) отримуємо значення відкритої пористості, яке дорівнює 4,4 %. Це мінімальна відкрита пористість, яка може бути властива газонасиченим нетріщинуватим пісковикам. Отримане значення є цілком реальним. Наприклад, у роботі [8] зазначається, що породи з відкритою пористістю трохи більшою за 4 % вже мають ефективну пористість. Це значення коефіцієнту відкритої пористості також співпадає з нижньою межею 52 відкритої пористості для викидонебезпечних пісковиків, коли газовий фактор втрачає свою роль і виникнення викидів порід і газу стає неможливим [18]. За даними В.В. Лукінова [22] коефіцієнт відкритої пористості 4-5 % можно прийняти як нижню межу при визначенні викидонебезпечності пісковиків Донбасу. Робота [23] також містить висновок, що нижнею межею викидонебезпечності пісковиків треба вважати значення абсолютної пористості 4,5 %. Аналогічні результати отримані К. Кевінгом [24] під час дослідження викидонебезпечності пісковиків кам’яновугільних відкладів в Ібенбюренському районі землі Північний Рейн-Вестфалія (ФРН) – викидонебезпечні пісковики характеризуються пористістю понад 5 %. Мінімальне значення коефіцієнта відкритої пористості та мінімальний ступінь заповнення пор газом газонасичених пісковиків, дозволяють визначити мінімальне значення коефіцієнта ефективної пористості, яке може спостеригатися у пісковиків, що можуть вміщувати скупчення газу. Мінімальний коефіцієнт ефективної пористості за розрахунком дорівнює 2,2 %. Отримане значення цілком узгоджується з відомими фактичними даними. В.О. Федишин [8] наводить для низькопористих теригенних порід подібні мінімальні значення ефективної пористості у межах 2,3-2,6 %. Таким чином, пісковики зон середнього і пізнього катагенезу, непорушені тріщинами, з відкритою пористістю до 4,4 % є непроникними. Пісковики непорушені тріщинами з відкритою пористістю менше 6,3-9,0 %, характеризуються низькою проникністю–не більше 5 10 -16 -1 10 -15 м 2 (0,5-1,0 мД), тобто, можуть мати екранувальну здатність, і можуть слугувати покришкою або екраном газового покладу за умови, якщо фільтрація газу через них потребує істотного тиску прориву. Нетріщинуваті пісковики з відкритою пористістю у межах 6,3-9,0 % умовно можно віднести до перехідної зони «колектор-неколектор», а пісковики з відкритою пористістю 9,0-12,6% та більше, за умови незначної кількості зв’язаної води та проникності понад 1 10 -15 м 2 (1 мД) – до колекторів порового типу. СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ 1. Лукинов В. В. Тектоника метаноугольных месторождений Донбасса / В. В. Лукинов, Л. И. Пимоненко. –К. : Наукова думка, 2008. – 352 с. 2. Углепородный массив Донбасса как гетерогенная среда / А. Ф. Булат, Е. Л. Звягильский, В. В. Лукинов и др. – К. : Наук.думка, 2008. – 412 с. 3. Лукинов В. В. Прогнозная оценка извлекаемых ресурсов подвижного метана природных и техногенных скоплений на угольных месторождениях / В. В. Лукинов // Геолог України. – 2009. – № 3. – С. 45 – 48. 4. Лукинов В. В. Горно – геологические условия образования скоплений свободного метана на угольных месторождениях / В. В. Лукинов // Науковий вісник НГУ – № 4. – 2007. – С. 55 – 59. 5. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. / Е. С. Ромм.- Л.: Недра, 1985.-240 с. 6. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. / В. М. Добрынин-М.: Недра, 1970.-239 с. 53 7. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. / А. А. Ханин-М.: Недра, 1969.-368 с. 8. Федишин В. О. Низькопористі породи-колектори газу промислового значення / В. О. Федишин – К. : УкрДГРІ, 2005. –148 с. 9. Ходот В.В., Премыслер Ю.С. Метаноѐмкость выбросоопасных пород Донбасса и максимальная энергия газа, освобождающаяся при их разрушении и измельчении // Техника безопасности, охрана труда и горноспасательное дело.-1969.- № 11-12.- С.29-30. 10. Абрамов Ф.А. Свойства выбросоопасных песчаников как породы-коллектора / Ф. А. Абрамов, Г. А Шевелѐв.-К.: Наук.думка, 1972.- 98 с. 11. Шевелѐв Г.А. Динамика выбросов угля, породы и газа. / Г. А. Шевелѐв - К.: Наук.думка, 1989.-160 с. 12. Забигайло В.Е. Выбросоопасность горных пород Донбасса / В. Е. Забигайло, В. В. Лукинов, А. З. Широков. – К.: Наукова думка, 1983. – 288 с. 13. Визначення тиску прориву вуглеводневих флюїдів крізь породи-покришки. Методика дослідження. СОУ 73.1-41-08.11.06:2005. – К. : Держгеолслужба України, 2005. – 16 с. 14. Закономерности изменения гранулярных коллекторов и их нефтегазоносности в Днепровско – Донецкой впадине до глубины 7 км / Г. Н. Доленко, А. Е. Киселѐв, В. А. Кривошея и др. // Геол. журн.- 1982. - № 5. – С. 10–19. 15. Закономерности изменений гранулярных коллекторов и их нефтегазоносности в северо-западной части Днепровско- Донецкой впадины до глубины 5,5 км / Г. Н. Доленко, А. Е. Киселѐв, П. М- Лагола и др.// Геол. журн.– 1982. - № 6.- С. 24-32. 16. Закономерности изменений поровых коллекторов и их нефтегазоносности в Причерноморско – Крымской првинции до глубины 5 км / Г. Н. Доленко, А. Е. Киселѐв, А. Т. Богаец и др. // Геол. журн. – 1983.- №1.- С. 1–19. 17. Прошляков Б. К. Коллекторские свойства осадочных пород на больших глубинах. / Б. К. Прошляков, Т. И. Гальянова, Ю. Г. Пименов - М. :Недра, 1987.- 200 с. 18. Безручко К.А. Газонасыщенность и пористость выбросоопасных песчаников / К. А. Безручко // Уголь Украины . -1994 .-№1 . – С . 48 – 49 . 19. Лукінов В.В., Безручко К. А. Газоносність та газонасиченість пісковиків Донбасу різного ступеня постдіагенетичних перетворень / В. В. Лукінов, К. А. Безручко // Геологія і геохімія горючих копалин.-1993.- №1 (82).–С.56–60. 20. Безручко К. А. Взаємодія фаз системи «вода-газ» у гірських породах та формування покладів природного газу / К. А. Безручко // Геологія і геохімія горючих копалин. – 2010. – № 2 (151). – С. 5 – 21. 21. Лукинов В. В. Чинники формування колекторських властивостей низькопористих теригенних порід / В. В. Лукинов, К. А. Безручко Стаття 1. Вплив розміру фільтрувальних каналів на проникність низькопористих теригенних порід // Геологія і геохімія горючих копалин. – 2009. – № 2 (147). – С. 5 – 17. 22. Лукинов В. В. О закономерностях изменения открытой пористости выбросопасных песчаников / В. В. Лукинов // Геомеханика управления состоянием напряженного газонасыщенного массива.-1985.- С. 47-50. 23. Вереда В.С., Канана Я.Ф., Левенштейн М.Л. Связь выбросоопасности песчаников с эпигенезом угленосных отложений / В. С. Вереда, Я. Ф. Канана, М. Л. Левенштейн // Уголь.- 1983.-№ 2.- С. 55. 24. Кевинг К. Геологические предпосылки выбросов газа на каменноугольных шахтах / К. Кевинг // Глюкауф.-1981.-№ 13.- С. 15-18.
id	nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-33490
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
language	Ukrainian
last_indexed	2025-11-24T07:27:53Z
publishDate	2010
publisher	Інститут геотехнічної механіки імені М.С. Полякова НАН України
record_format	dspace
spelling	Безручко, К.А. 2012-05-28T14:48:56Z 2012-05-28T14:48:56Z 2010 Фільтраційно-ємнісні параметри межі колектор-екран пісковиків Донбасу / К.А. Безручко // Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр. — Днепропетровск: ИГТМ НАНУ, 2010. — Вип. 88. — С. 46-53. — Бібліогр.: 24 назв. — укр. https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/33490 [552.513.08:53]:539.217 Рассмотрена возможность существования газовых скоплений в локальных антиклинальных структурах с точки зрения наличия зоны разуплотнения и пород с экранирующей способностью, которые могут служить покрышкой и (или) экраном. Экранирующая способность пород рассматривается по их абсолютной проницаемости. Сделан вывод, что ненарушенные в процессе складкообразования слои песчаника могут служить экраном газовой залежи при абсолютной проницаемости порядка 10-16 м2(десятые доли миллидарси). Possibility of gas accumulations existence in local anticlinal structures has been considered from the viewpoint of the presence of volume expansion zone and rocks with shielding ability, which can be served as cover and (or) screen. Shielding ability of rocks is considered under there absolute permeability. The conclusion has been made that unmoved sandstones layers in the fold formation process can serve as a gas pool screen by absolute permeability of order 10-16 m2(tenth particles of milidarsy). uk Інститут геотехнічної механіки імені М.С. Полякова НАН України Геотехническая механика Фільтраційно-ємнісні параметри межі колектор-екран пісковиків Донбасу Filtration – capacitive parameters of limit collectorscreen of Donbas sandstones Article published earlier
spellingShingle	Фільтраційно-ємнісні параметри межі колектор-екран пісковиків Донбасу Безручко, К.А.
title	Фільтраційно-ємнісні параметри межі колектор-екран пісковиків Донбасу
title_alt	Filtration – capacitive parameters of limit collectorscreen of Donbas sandstones
title_full	Фільтраційно-ємнісні параметри межі колектор-екран пісковиків Донбасу
title_fullStr	Фільтраційно-ємнісні параметри межі колектор-екран пісковиків Донбасу
title_full_unstemmed	Фільтраційно-ємнісні параметри межі колектор-екран пісковиків Донбасу
title_short	Фільтраційно-ємнісні параметри межі колектор-екран пісковиків Донбасу
title_sort	фільтраційно-ємнісні параметри межі колектор-екран пісковиків донбасу
url	https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/33490
work_keys_str_mv	AT bezručkoka fílʹtracíinoêmnísníparametrimežíkolektorekranpískovikívdonbasu AT bezručkoka filtrationcapacitiveparametersoflimitcollectorscreenofdonbassandstones

Фільтраційно-ємнісні параметри межі колектор-екран пісковиків Донбасу

Institution

Similar Items