Газоволюметричний метод у практиці лабораторних досліджень колекторських властивостей гірських порід

Автор(и)

  • Сергей Фёдорович Поверенный Український науково-дослідний інститут природних газів, Україна https://orcid.org/0000-0002-7836-6278
  • Александр Владимирович Чуенко Харківський національний університет імені В. Н. Каразіна, Україна https://orcid.org/0000-0001-6717-4695
  • Елена Валерьевна Поддубная Український науково-дослідний інститут природних газів, Україна
  • Виктор Артёмович Соколов Харківський національний університет імені В. Н. Каразіна, Україна

DOI:

https://doi.org/10.26565/2410-7360-2018-48-06

Ключові слова:

ємність колектора, пористість, коефіцієнт пористості, щільність, лабораторні визначення пористості, газоволюметричний метод, метод рідинонасичення

Анотація

У практиці досліджень ємнісно-фільтраційних властивостей порід-колекторів нафти і газу основним методом визначення відкритої пористості і щільності був метод насичення рідиною. Газоволюметричний метод використовувався лише іноді або як експресний, або в якихось спеціальних цілях. Прилади, діючі на основі цього методу, були переважно саморобними, отримані результати не занадто порівнянними. Усе це викликало деяку недовіру до методу. Нині приладова база досить опрацьована, з'явилося багато промислових приладів, що пройшли сертифікацію, якість яких не викликає сумнівів. Важливою перевагою цих приладів є більш точне визначення пористості за рахунок усунення погрішності недонасичення, властивої методу насичення рідиною, яка особливо проявляється на низко- і дрібнопористих колекторах, а також можливість роботи з грубопористими, кавернозними і тріщинуватими колекторами. Оскільки пористість є підрахунковим параметром, від точності її оцінки безпосередньо залежить точність підрахунку запасів. Широке впровадження газоволюметрического методу у виробничу і учбову практику вимагає осмислення методу, зіставлення і ув'язки його результатів з результатами методу насичення. Саме цьому і присвячена ця робота.

Біографії авторів

Сергей Фёдорович Поверенный, Український науково-дослідний інститут природних газів

Старший науковий співробітник

Александр Владимирович Чуенко, Харківський національний університет імені В. Н. Каразіна

зав. лабораторії

Елена Валерьевна Поддубная, Український науково-дослідний інститут природних газів

інженер

Виктор Артёмович Соколов, Харківський національний університет імені В. Н. Каразіна

к. техн. н., доцент кафедри гидрогеології

Посилання

1. Gorojan, V. I. (1970). Selection of a rational scheme of a gas-volumetric flow meter for measuring porosity. In col.of papers «Methods of rock-collectors reseach ». Moscow, Tr. VNIGNI, 90, 32-59.

2. Petersil'e, V. I., Belov, Ju. A. (1974). The methodology for the measurement of porosity and mineralogical density by the compensation obemomer. V sb. «Metody issledovanija porod-kollektorov nefti i gaza i apparatura dlja jetih celej», Moscow, Tr. VNIGNI, 156, 41-47.

3. Gorojan, V. I. (1974). Compensatory and recurrent method for measuring the volume of the solid phase of the sample. V sb. «Metody issledovanija porod-kollektorov nefti i gaza i apparatura dlja jetih celej» Moscow, Tr. VNIGNI, 156, 59-64.

4. Guidelines for the study of rock-collector of oil and gas by physical and petrographic methods (1978). M., VNIGNI, 395.

5. Morozovich, Ja. R., Koposov, I. A., Kulikov, Ju. A. (15.12.75). Sertificate of authorship # 495589 SSSR. Device for measuring the porosity and volume of the skeleton of rock samples. Bjulleten' 46.

6. Gromov, V. K. (15.08.1976). Sertificate of authorship # 495589, kl. G 01 N 15/18. A method for determining the porosity of solids and a рorosimeter for its implementation.

7. GOST 26450.0-85 (1985). Rocks. General requirements for sampling and sample preparation for reservoir characterization. M., izd-vo standartov, 8.

8. GOST 26450.1-85 (1985). Rocks. Method for the determination of open porosity coefficient by fluid saturation. M., Izd-vo standartov, 8.

9. Nesterenko, M. Iu., Pylyp, Ya. A., Ivanov, V. V., Vikhot, Yu. M. (2011). The determination of open porosity rocks using by a gas-volume method. Naftova i hazova promyslovist, 2, 17-20.

10. Zijatdinov, I. G. (2016). The latest research methods of core material]. Available at: http://www.tatnipi.ru.

11. Shnurman, G. A., Bojarchuk, A. F., Brajlovskaja, A. L., Barminskij, M. A., Shipulin, S. V. (1989). Closed porosity of rocks, ways to identify and quantify. Geologija nefti i gaza, 7, 17-19.

12. Gas-volumetric pycnometer «Poromer». User manual (2014). LTD JekogeosProm, Tver', 9.

13. Dahnov, A. V., Krjukova, I. B. (2014). To increase the accuracy of determining the coefficient of open porosity by pycnometer «Poromer». Vesti gazovoj nauki, 2, 44-46.

14. Website guide chemist of the 21st century. Available at: www.chem21.info.

15. Substantiation of standard values of filtration-capacitive parameters terrigenic reservoir rocks for calculation of total hydrocarbon reserves. Guidelines. (2005). LV UkrDHRI, Kyyv-Lviv, 58.

16. SOU 09.1-30019775-218:2013 (2013). Core studies of oil and gas wells. The procedure of carrying out. Kyyv, PAT «Ukrhazvydobuannia», 28.

17. Hanin, A. A. (1969). Rock-collectors of oil and gas and their study. M.: Nedra, 368.

18. Kotyahov, F. I. (1977). Physics of oil and gas reservoirs. M.: Nedra, 287.

19. Gimatudinov, Sh. K. (1971). Physics of oil and gas reservoir. M.: Nedra, 312.

20. Ivanov, M. K., Kalmykov, G. A., Belohin, V. S., Korost, D. V., Hamidullin, R. A. (2008). Petrophysical methods of research of core material. M.: Izd-vo Mosk. un-ta, 113.

21. Nesterenko, M. Iu., Pylyp, Ya. A., Ivanov, V. V., Vikhot, Yu. M. (2011). Methodological aspects of determining capacity parameters for the rock samples. Naftova i hazova promyslovist, 2, 17-20.

22. Jan'shina, N. A. (1974). Estimation of mineralogical density of limestone in Western Uzbekistan. V sb. «Metody issledovanija porod-kollektorov nefti i gaza i apparatura dlja jetih celej» Moskva, Tr. VNIGNI, vyp. 156, 27-32.

23. Gudok, N. S., Bogdanovich, N. N., Martynov, V. G. (2009). Determination of physical properties of oil-containing rocks. Moscow: Nedra, 592.

##submission.downloads##

Опубліковано

2018-07-03

Номер

№ 48 (2018): Геологія. Географія. Екологія

Розділ

Геологія

Ліцензія

Авторське право (c) 2018 Сергей Фёдорович Поверенный, Александр Владимирович Чуенко, Елена Валерьевна Поддубная, Виктор Артёмович Соколов

Creative Commons License

Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.

Автори, які публікуються у цьому журналі, погоджуються з наступними умовами:
  1. Автори залишають за собою право на авторство своєї роботи та передають журналу право першої публікації цієї роботи на умовах ліцензії Creative Commons Attribution License, котра дозволяє іншим особам вільно розповсюджувати опубліковану роботу з обов'язковим посиланням на авторів оригінальної роботи та першу публікацію роботи у цьому журналі.
  2. Автори мають право укладати самостійні додаткові угоди щодо неексклюзивного розповсюдження роботи у тому вигляді, в якому вона була опублікована цим журналом (наприклад, розміщувати роботу в електронному сховищі установи або публікувати у складі монографії), за умови збереження посилання на першу публікацію роботи у цьому журналі.
  3. Політика журналу дозволяє і заохочує розміщення авторами в мережі Інтернет (наприклад, у сховищах установ або на особистих веб-сайтах) рукопису роботи, як до подання цього рукопису до редакції, так і під час його редакційного опрацювання, оскільки це сприяє виникненню продуктивної наукової дискусії та позитивно позначається на оперативності та динаміці цитування опублікованої роботи (див. The Effect of Open Access).