Наукові засади оцінювання низько-пористих колекторів вуглеводневого газу

Здійснена спроба відслідкувати даний процес у динаміці на зразках низькопористих порід. З цією метою використано спеціально сконструйований кернотримач, що дає змогу візуально спостерігати за кількістю порових каналів, які фільтрують газ через водонасичену породу на різних перепадах тиску, та вимірювати витрати газу. Експерименти показали, що під час фільтрації газу через низькопористу насичену водою породу із зростанням перепаду тиску поступово збільшується кількість діючих порових каналів і експериментальна індикаторна лінія набуває форми, викривленої до осі дебіту газу. Кожна порода має свої за радіусом групи порових каналів, через які на певному перепаді тиску починається фільтрація газу, а під час зменшення тиску пори за рахунок енергії змочування відновлюють свою насиченість і не пропускають газ.

Своєрідно протікала фільтрація через зразки практично непроникних аргілітів з тріщиною - не суцільним потоком, а окремими каналами (струменями) вздовж тріщини. Тому справедливо, що дослідженнями фізики руху флюїдів через тріщинні породи виявлено ідентичність динамічних характеристик з пористими утвореннями. Різниця полягає лише у масштабах процесу і рівнях перепаду тиску переходу до нелінійного режиму фільтрації.

У практиці дослідження свердловин на усталених режимах фільтрації газу зустрічаються залежності дебіт - депресія:

Q = f * ()

- (індикаторні діаграми) різних конфігурацій, серед яких переважають прямолінійні або викривлені до осі депресій. Проте непоодинокі випадки, коли індикаторні лінії викривляються до осі дебіту, що не має теоретичного обґрунтування як самостійний режим фільтрації. Такі нестандартні індикаторні діаграми раніше вважалися неякісними або такими, що характеризують режим роботи свердловини з очищенням зони проникнення.

Для виявлення взаємозв'язку між формою індикаторних діаграм і характеристикою колекторів для об'єктів Вишнянського і Вижомлянського газових родовищ виконано детальне по пластове визначення пористості методами геофізичних досліджень свердловин. Для різних типів залежності:

Q = f * ()

- в інтервалах перфорації виділено товщини колектора з пористістю більше 10 % і так званих некондиційних, пористість яких змінюється від 6 до 10 %. Таке розділення зумовлено тим, що породи з пористістю понад 10 % під час підрахунку запасів класифікуються як кондиційні колектори, а за даними виконаних лабораторних досліджень пісковики сармату виявляють здатність колектора газу при відкритій пористості на рівні 6 %. Об'єктам з індикаторними лініями, викривленими до осі дебітів, притаманна збільшена частка (> 18 %) некондиційних колекторів, які власне, слугують додатковим джерелом надходження газу. Їх роль у становленні сумарного дебіту зростає в міру підвищення депресії на пласт.

Прямолінійна залежність між дебітом і депресією характеризує близький до однорідного за ємнісними властивостями об'єкт. Пористість газу віддаючи порід змінюється у невеликому діапазоні, переважно від 8 до 13%. Очевидно, що у такому колекторі для прояву інерційних опорів потрібні значно більші перепади тисків, ніж створювані при випробуванні.

В об'єктах, де індикаторна лінія викривлена до осі перепадів тисків, пористість змінюється у ширшому діапазоні - від перших одиниць до понад 20%. Переважання у розрізі високо-пористих колекторів зумовлює підвищену продуктивність свердловин та прояв інерційних опорів припливу газу навіть за відносно невеликих депресій. Незначна частка прошарків з пористістю 6-10 % не має вагомого впливу на дебіт.

Порівнюючи експериментальні дані з промисловою практикою, можна стверджувати, що природа індикаторних діаграм з викривленням до осі дебітів пов'язана з динамікою прояву капілярних сил у низько-пористих породах у процесі зміни перепадів тисків на різних режимах дослідження свердловин.

Визначення параметрів пласта за дослідженнями свердловин на усталених режимах фільтрації. Такі дослідження полягають у вимірюванні дебіту на різних фіксованих у часі перепадах тиску у зоні дренування пласта. Залежність між цими параметрами зображується індикаторною діаграмою (кривою), характер якої змінюється залежно від властивостей пластової системи, стану свердловини, інших чинників. Кожному режиму досліджень притаманна певна інтенсивність зміни тиску в контурі живлення.

Якщо проникність свердловинної зони змінена під дією різних факторів, наприклад внаслідок проникнення фільтрату промивної рідини, депресійна крива складається з двох ділянок, які відображають розподіл тиску у свердловинній та віддаленій зонах пласта.

У координатах:

- Q

- вона зображується двома прямими лініями, що перетинаються. Цією точкою перетину відокремлюються зони пласта з різними фільтраційними опорами. Лінії відтинають на осі ординат відрізки, які характеризують продуктивність присвердловинної і віддаленої зон пласта. Враховуючи, що в пласті існує безперервність і нерозривність потоку, дебіти флюїду в різних перерізах зони дренування будуть однаковими, тобто їх можна для виділених зон описати рівнянням:

(1)

Де:

- Q₁ і Q₀ - дебіт на вибої в ділянці зміни проникності пласта;

- ₁ і ₀ - відповідно продуктивність свердловинної і віддаленої зон пласта;

- р, р_в і р_пл - відповідно тиск на межі ділянок різної проникності, вибійний і пластовий.

Перепад тиску в свердловинній зоні:

р² - р_в² = р₁²

- легко визначається з графіка за параметрами точки перетину. Далі за залежністю:

(2)

Знаходимо тиск на контакті ділянок з різною проникністю.

Радіус зміненої проникності визначається із залежності розподілу тиску у депресійній зоні:

(3)

За рівнянням:

(4)

Установивши продуктивність зон пласта, глибину зміни проникності, легко вирахувати інші гідродинамічні параметри пласта і свердловини. Газопровідність знаходять із рівняння:

= =lп (5)

За яким можна визначити проникність окремих зон пласта.

Коефіцієнт досконалості свердловини оцінюється за співвідношенням

 (6)

Де:

Q_ф і Q_д - відповідно фактичний дебіт і дебіт досконалої свердловини;

_сер і _о - відповідно газопровідність середня і віддаленої зони пласта.

Середня продуктивність визначається рівнянням:

(7)

Аналогічно вираховується середня проникність зони дренування. За співвідношенням проникносте чи коефіцієнтів продуктивності відповідних зон пласта визначається ступінь його закупорювання під час будівництва свердловини.

Перевірка методики для плоско-паралельного руху флюїдів виконана на моделі пласта, яка збиралася із зразків керна діаметром 5 см загальною довжиною 61,9 см. Вона складалась із двох різно-проникних частин: одна мала проникність 0,04·10^-15 м², друга - 16,3·10^-15 м². Довжина першої становила 24,4 см, другої - 37,5 см.

Досліди проводилися на фільтраційній установці з гідрообтиском кернової колонки 30 МПа. Вхідний тиск рвх відповідав тиску в газовому балоні, а значення депресії регулювалися вихідним вентилем. Параметри фільтрації газу вимірювалися за схемою дослідження свердловин на усталених режимах.

Таким чином, отримано дві індикаторні криві: одна за фільтрації газу від більшої проникності до меншої, друга - навпаки. Побудована за результатами експериментів залежність:

Qг = f ()

- має, як і у свердловинних дослідженнях, прямолінійні ділянки, що перетинаються.

Під час фільтрації газу від більш до менш проникної частини моделі розраховане значення довжини за точкою перетину практично дорівнює виміряному. За індикаторною кривою зворотного напрямку руху газу похибка у визначенні довжини зони з однаковою проникністю становить 7%, що може бути зумовлено кінцевим ефектом, падінням тиску в газовому балоні тощо.

Результати досліджень демонструють правомірність використання запропонованої методики для визначення фільтраційних параметрів свердловинної і віддаленої зон пласта на усталених режимах як плоско-радіального, так і плоско-паралельного руху флюїдів. За нею обробляються індикаторні криві різної конфігурації (випробувано на 54 об'єктах Більче-Волицької зони і Дніпровсько-Донецької западини) без звертання до різних припущень, які фігурують у багатьох методах інтерпретації результатів досліджень свердловин.

Прогнозування дебіту свердловин за температурними аномаліями. Гідродинамічні дослідження показують інтегровані значення параметрів об'єкта випробування, але не дають інформації про участь розрізу у встановленні сумарного дебіту, що має важливе значення для оцінки покладів вуглеводнів.

Отримати такі дані можна за допомогою термометричних досліджень свердловин. Вони ґрунтуються на тому, що рух флюїдів у пласті зумовлює зміну температури, яка залежить від швидкості потоку, інтенсивності теплообміну між флюїдом і породою, дросельного ефекту тощо. Температурні зміни тісно пов'язані з газу гідродинамічними процесами у системі пласт - свердловина і загалом визначаються перепадом тиску за ефектом Джоуля - Томсона. Проте в процесі термометричних досліджень практично не аналізується можливість оцінки достовірності дебіту об'єктів за локальними температурними аномаліями (ЛТА). Ймовірність зв'язку випливає з теоретичних засад методу, за якими дросельний ефект зумовлюється швидкістю потоку. За результатами досліджень у свердловинах Передкарпаття, Закарпаття та півдня України виведено залежність ЛТА від дебіту газоносних пластів:

= 0,153 *·Q_r ^0,84

Коефіцієнт кореляції становить 0,993.

Аналіз вимірів, що відхиляються від даної залежності, вказує на необ'єктивність результатів випробування. Вона зумовлювалася або підтоком газу з іншого пласта через негерметичність їх ізоляції, або неповнотою розкриття газу віддаючи порід. У будь-якому випадку величина ЛТА відображає лише дебіт об'єкта дослідження в інтервалі припливу газу і відхилення від установленої закономірності дає підстави для перегляду результатів випробування.

Отже, в умовах малих товщий продуктивних пластів чи тонко-шаруватості розрізу геотермічні дослідження мають бути одним із основних методів каротажу свердловин під час виділення працюючих інтервалів, формулювання висновків щодо продуктивності окремих об'єктів, а локальні температурні аномалії з високою ймовірністю дають змогу оцінювати дебіт об'єктів досліджень, якість їх розкриття і випробування.

Промислова цінність скупчень вуглеводнів визначається за фізичними параметрами колекторів, отриманими як у результаті вивчення керна, так і за гідро-газодинамічними і геофізичними дослідженнями свердловин. При цьому важливим є не тільки забезпечення точності вимірювання окремих характеристик колектора, але й встановлення функціональних зв'язків між ними. Аргументованість останніх є передумовою об'єктивного підрахунку запасів вуглеводнів у надрах. Фізичні властивості порід-колекторів. Фільтраційно-ємнісні властивості порід-колекторів сарматських відкладів вивчалися на зразках керна, відібраних з продуктивних горизонтів Вишнянського, Вижомлянського, Довгівського, Східнодовгівського, Рубанівського, Макунівського, Грудівського та Ланівського, а верхньовізейських - з продуктивних відкладів Рудівського, Червонозаводського, Свиридівського та Андріяшівського родовищ.

За розробленими автором методиками в умовах, наближених до пластових, досліджено основні фізичні параметри порід-колекторів, виявлено взаємозв'язки між ними і створена фізична основа для виділення порід-колекторів газу у сарматських відкладах Більче-Волицької зони і верхніх візейських - Дніпровсько-Донецької западини.

Породи сарматського віку за лабораторними даними виявляють ознаки колектора, тобто мають ефективну пористість, якщо значення відкритої більше 5,5 %, а верхнього візейського - від 2,3 %. З наближенням водою насичення до 50-60 % фазова проникність для газу різко зменшується і незалежно від пористості фільтрація газу починається за умови газового насичення породи дещо більшого 20%.

Відмінності у значеннях параметрів, за яких породи сарматських і візейських відкладів є колекторами газу, зумовлені наявністю в перших сильно глинистих мінералів, які, вбираючи воду, зменшують ефективний об'єм порового простору і тим самим впливають на нижню межу параметрів колектора.

Визначення граничних значень параметрів колекторів. Виділення у розрізі продуктивних порід-колекторів промислового значення є однією з важливих проблем геолого-економічної оцінки покладів вуглеводнів. У найелементарнішому варіанті її вирішення послуговуються значеннями проникності, ефективної товщини, піскуватості розрізу чи інших параметрів, зіставляючи їх з результатами випробування пластів. Використовують також різноманітні статистичні залежності між пористістю (відкритою, ефективною і динамічною), проникністю (абсолютною, ефективною і відносною), водонасиченням та взаємозв'язки окремих з них з продуктивністю інтервалів розрізу. Проте на кондиційну границю впливають не тільки петрофізичні властивості порід-колекторів, пластових флюїдів, особливості їх взаємодії, але і суто технічні аспекти видобутку вуглеводнів, пов'язані з глибиною залягання покладів, забезпеченням повноти вилучення і транспортуванням продукції від вибою до споживача, тобто вона обгрунтовується, виходячи із сучасного техніко-технологічного рівня розробки родовищ та ціни на вуглеводневу сировину.

Для сарматських відкладів Більче-Волицької зони розраховано граничні показники ефективної розробки скупчень газу, розташованих на глибинах від 500 до 4000 м, та відслідковано зміну початкового рентабельного дебіту для різно-глибоких свердловин за ціни 1000 м³ газу 60 доларів США. Взаємозв'язки між основними параметрами рівняння припливу газу та іншими характеристиками, побудовані за даними промислових і лабораторних досліджень колекторів сармату, показано на номограмі.

Ефективна пористість використовується тому, що на відміну від відкритої вона є динамічною характеристикою колектора і має значно тісніший зв'язок з ефективною проникністю, встановленою за керном чи розрахованою за даними дослідження свердловин.

Кондиції колекторів визначаються таким чином. Поклади газу Вишнянського родовища за середньої глибини залягання 1300 м будуть економічно привабливими для розробки, якщо початковий дебіт свердловин становитиме не менше 7,2 тис. м³/д. За депресії 4 МПа такий дебіт згідно з номограмою можуть забезпечити газонасичені породи сарматського віку Більче-Волицької зони, які мають ефективну пористість 5,5 %, проникність 0,5·10^-15 м² і товщину 5,3 м. Ці значення параметрів є граничними для виділення кондиційних колекторів, побудови моделей покладів і підрахунку запасів газу. Така ж номограма побудована для низькопористих колекторів верхньовізейських відкладів Рудівського, Червонозаводського, Свиридівського і Андріяшівського родовищ. Для середньої глибини їх залягання 5000 м рентабельний дебіт становитиме близько 27 тис. м³/д. Такий дебіт за депресії 10 МПа здатні забезпечити породи-колектори з ефективною пористістю 5 %, проникністю 1,1 10^-15 м² та ефективною товщиною 3,7 м.

Оцінка ресурсів газу тонкошаруватих колекторів сармату північного заходу Більче-Волицької зони. Пошуково-розвідувальні роботи у Більче-Волицькій зоні довгий час були орієнтовані на пласти-колектори значної товщини з фільтраційно-ємнісними параметрами, які забезпечували дебіти газу в кілька десятків і більше тисяч кубічних метрів на добу. Об'єкти з припливами газу менше 20 тис. м^з/д до промислових не відносилися. У зв'язку з цим породи, які за ГДС мали фізичні параметри колекторів ІV і навіть ІІІ класу, згідно з градацією А.А. Ханіна, не випробувалися. Тому в багатьох свердловинах продуктивні пласти не були оцінені випробуванням і це загалом знижувало ефективність геологорозвідувальних робіт на вуглеводневу сировину.

Виконані планові дослідження порід-колекторів сарматських відкладів дозволили на нових методичних засадах розробити підхід до їх тестування за даними ГДС. Наведена вище номограма взаємозв'язків між фізичними характеристиками колекторів дає змогу прогнозувати дебіт за такими параметрами, як ефективна пористість і ефективна товщина пласта.

Практичним результатом використання номограми для прогнозування продуктивності розрізу є випробування горизонту НД-8 на Вишнянському родовищі, в якому виявлено поклад газу, та продуктивних горизонтів НД-8 - НД-5 у свердловині 4 Ретичинського родовища, де початкові припливи газу були в 3 рази менші від оцінених за номограмою. Повторне тривале випробування окремих інтервалів дало збільшення дебітів газу до 25-28 тис. м³/д, тобто підтвердило справедливість прогнозу. З використанням номограми проаналізовано майже всі об'єкти свердловин північного заходу Більче-Волицької зони, які не випробувалися. Прогнозовані дебіти охарактеризованих за ГДС пластів зіставлялися з мінімально рентабельними, і за ними виділено 41 об'єкт у свердловинах Вишнянської, Росівської, Оселівської, Мостиської, Чижевицької, Шегинівської структур. За оцінкою ЛВ УкрДГРІ з них можна вилучити більше 6 млрд. м³ газу.

Оцінка запасів газу в низькопористих колекторах родовищ Луценківсько-Свиридівської структурної зони Дніпровсько-Донецької западини. До родовищ цієї групи входять Мехедівсько-Голотівщинське, Луценківське та Свиридівське. Продуктивними в межах району досліджень виявилися відклади горизонтів В-21в, В-21н, В-22в, В-22н, В-23 та В-24. Кожен з горизонтів має від одного до чотирьох продуктивних пластів. Поклади різних родовищ контактують по розривних порушеннях, перекриваються в плані, утворюючи таким чином єдине продуктивне поле. Основним екрануючим фактором для покладів є літологічна зміна порід, хоч істотну роль у формуванні пасткових умов відіграють і тектонічні екрани. Родовища мають непросту будову, що пов'язано з надзвичайно складними взаємопереходами високопроникних, низькопроникних та екрануючих порід.

Пористість колекторів не перевищує 16 %, а проникність коливається у межах (0,1-34,0)•10^-15 м². Офіційно прийнята границя відкритої пористості для підрахунку запасів газу в продуктивних горизонтах на рівні 6,5-7 % відповідає визначеній за номограмою для мінімально рентабельного дебіту.

Поруч з цими колекторами в продуктивній товщі залягають піщано-алевритові пласти та їх прошарки з низькими ємнісно-фільтраційними характеристиками (К_п = 0,04-0,065, К_пр<1•10^-3 мкм²). Виділяються всі три описані вище типи взаємовідношень високо- і низько-проникних порід-колекторів. У межах структурної зони є багато покладів з контактом, в яких високопродуктивна частина розробляється чи знаходиться в дослідно-промисловій розробці. Вони викликають найбільший практичний інтерес з огляду на те, що в міру вилучення газу з високо-проникних колекторів у них почне надходити газ з низько-проникних пропластків. За результатами вивчення динамічної пористості 130 зразків керна встановлено, що рух вільного газу в пустотах породи починається за умови наявності відкритої пористості близько 3 %. З її збільшенням до 4 % коефіцієнт вилучення газу швидко зростає. В інтервалі низькопроникних колекторів пористістю від 4 до 7 % частка вилученого газу поступово збільшується від 25 до 58 %.

Факт фільтрації газу з невеликими дебітами в породах з відкритою пористістю на рівні 4 % зафіксований і під час випробування пластів. Проте в умовах контакту порід по латералі показники фільтрації зростуть пропорційно зміні площі фільтрації, і тому запаси газу в колекторах пористістю 4-7 % будуть достатньо активними з газовіддачею у зазначених межах.

Виконані дослідження показали, що в низькопористих колекторах Луценківсько-Свиридівської групи родовищ зосереджено близько 3 млрд. м³ видобувних запасів газу, або 9,8 % оцінених на стадії розвідки.

За аналогічними дослідженнями Андріяшівського родовища низькопористі резервуари продуктивних горизонтів В-19в, В-19н і В-20-21 містять 1051,4 млн. м³ (4,3 %) видобувних запасів газу. Породи низької пористості в масивно-пластовому покладі (горизонти Г-9, Г-10в і Г-10н араукаритової світи) Західного старовірівського родовища містять 680 млн. м³ газу, що становить 132 % об'єму газу в кондиційних коллекторах.

Наведені цифри дають уявлення про можливі додаткові об'єми видобутку газу з низько-пористих, низько-проникних порід-колекторів Дніпровсько-Донецької западини.

ВИСНОВКИ

На основі теоретичних і експериментальних досліджень розроблено наукові засади оцінювання низько-пористих колекторів вуглеводневого газу, які відкривають нові можливості підвищення об'єктивності у визначенні енергетичного потенціалу пластових систем, зростання ефективності геологорозвідувальних робіт на вуглеводневу сировину і загалом нарощування видобутку газу в Україні.

Вони ґрунтуються на вивченні геолого-фізичних особливостей низько пористих колекторів, процесів їх взаємодії з пластовими флюїдами, впливу поверхневих сил, структури простору на фільтраційно-ємнісні властивості колекторів, дослідженні особливостей фільтрації газу через низько-пористі породи, обґрунтуванні функціональних взаємозв'язків між параметрами колекторів сарматських відкладів Більче-Волицької зони і верхніх візейських - Дніпровсько-Донецької западини та охоплюють широкий спектр питань від розкриття продуктивних пластів до оцінки зосереджених у них запасів газу.

1. Доведено, що низько-пористі породи фільтрують газ навіть за повної блокади простору фільтратом промивної рідини, пластовою водою чи конденсатом. Прорив газу через зону закупорки відбувається за перепадів тиску, значно менших від створюваних у свердловинній зоні під час випробування пластів, а тривалість її розформування може істотно перевищувати регламентований період очікування припливу. Зона проникнення формується переважно у каналах максимальних розмірів, і за насичення рідиною простору понад 29% проникність для газу різко знижується внаслідок фільтрації двох фаз.

2. Розроблено спосіб визначення ємнісних параметрів порід-колекторів, у якому враховується зміна фізичних властивостей рідини насичення під дією адсорбційних сил поверхні пор, що підвищує точність вимірювання.

3. Вперше обґрунтовано існування режиму фільтрації флюїдів з наростанням проникності породи. Він проявляється під час збільшення градієнта тиску фільтрації у діапазоні малих швидкостей потоку і полягає у послідовному під'єднанні до фільтрації пор певних розмірів. Особливості процесу підтверджено експериментально і результатами газодинамічних досліджень свердловин. вуглеводневий газ геологічний

4. Розроблено спосіб визначення рідинно-проникності породи як її фізичної константи, що не залежить від режиму вимірювання, зіставлюваної з газопроникністю при залишковому водою насиченні або рівної абсолютній газопроникності при відсутності фізико-хімічної взаємодії рідини з породою.

5. Розроблено метод визначення фільтраційних параметрів пласта за дослідженнями свердловин на усталених режимах припливу флюїдів, що ґрунтується на принципі неперервності потоку через зони пласта з різною проникністю. У розрахунках параметрів не використовуються коефіцієнти фільтраційних опорів, зумовлених недосконалістю розкриття пласта та конструкцією свердловини, а об'єктивність результатів доведена експериментально на моделі пласта при фільтрації.

6. На основі виконаних промислових досліджень і їх узагальнення обґрунтовано способи прогнозування дебіту свердловин за локальними температурними аномаліями та параметрами пластів за геофізичними дослідженнями свердловин.

7. Створено фізичну основу та обґрунтовано кондиційні значення параметрів колекторів сарматських відкладів Більче-Волицької зони і Дніпровсько-Донецької западини. У сарматських утвореннях виділено об'єкти, з яких очікуються рентабельні дебіти. На прикладі родовищ Луценківсько-Свиридівської структурної зони розроблено методичні підходи до оцінки запасів газу, розміщених у низько-пористих колекторах, залежно від їх розташування у продуктивному розрізі. За сукупністю геолого-промислових і експериментальних даних оцінено запаси газу, які можуть бути видобуті в процесі розробки родовищ із низько-пористих, низько-проникних колекторів, що вважалися некондиційними.

СПИСОК ОПУБЛІКОВАНИХ ПРАЦЬ

1. Атлас родовищ нафти і газу України. В 6-ти т. / За ред. М.М. Іванюти, В.О. Федишина, Б.І. Денеги, Ю.О. Арсірія, Я.Г. Лазарука. - Львів: УНГА, 1998. - 23-42 с. (Особистий внесок - узагальнено дані з нафтогазоносності, фізичних параметрів колекторів продуктивних комплексів, проведено аналіз ефективності розробки родовищ. Загальне і методичне керівництво).

2. Губанов Ю.С., Федышин В.А., Лейбович Ф.М. Оценка состояния продуктивного пласта в прискважинной зоне // Вскрытие продуктивных горизонтов и исследование углеводородных систем: Сб. науч. тр. - Львов: УкрНИГРИ, 1985. - С. 33-36. (Особистий внесок - побудована номограма взаємозв'язків між параметрами колекторів).

3. Федишин В.О., Нестеренко М.Ю., Ципенюк Т.М. Визначення граничних значень фільтраційно-ємкісних властивостей теригенних колекторів // Нові дані з методики і технології геологорозвідувальних робіт на нафту і газ в Україні: Зб. наук. пр. - Львів: УкрДГРІ, 1993. - С. 69-77. (Особистий внесок - дано формулювання фізичного змісту границь колекторів, виконано критичний аналіз методу порівняння петрофізичних параметрів у припливних і неприпливних об'єктах та обгрунтування технологічної межі колекторів).

4. Федишин В.О., Зазуляк М.І., Малахов В.Ф. Дослідження властивостей тріщинних колекторів і обгрунтування оптимальних депресій при їх освоєнні // Мінеральні ресурси України. - 1997. - № 4. - С. 24-27. (Особистий внесок - досліджено вплив властивостей порід на форму індикаторних діаграм).

5. Федишин В.О., Нестеренко М.Ю., Іванишин В.С. Проблеми вивчення та освоєння колекторів з низькими фільтраційно-ємкісними властивостями // Геологія і геохімія горючих копалин. - 1998. - № 2 (103). - С. 3-8. (Особистий внесок - досліджено газовіддаючі властивості порід залежно від їх фільтраційно-ємнісних параметрів, умови формування зони проникнення пласта).

6. Федишин В.О. Дослідження водопроникності низькопористих колекторів // Геологія і геохімія горючих копалин. - 1999. - № 4 (103). - С. 111-116.

7. Федишин В.О. Оцінка дебіту свердловин за температурними аномаліями // Там же. - 2000. - № 1. - С. 48-54.

8. Визначення поверхневої активності порід-колекторів шляхом витіснення незмішуваних рідин / В.О. Федишин, М.Ю. Нестеренко, М.М. Багнюк, Ю.І. Петраш // Там же. - 2000. - № 2. - С. 104-108. (Особистий внесок - запропоновано оцінювати характер змочування порового простору через співвідношення витіснених об'ємів незмішуваних рідин).

9. Федишин В.О., Нестеренко М.Ю., Зазуляк М.І. Дослідження впливу технологічних рідин на властивості колекторів // Мінеральні ресурси України. - 2000. - № 4. - С. 33-34. (Особистий внесок - запропонована методика оцінки впливу рідин на фільтраційно-ємнісні пара-метри колекторів).

10. Федишин В.О., Зазуляк М.І. Вплив промивних рідин і технологічних чинників на фільтраційні властивості колекторів // Нафтова і газова промисловість. - 2001.- № 5. - С. 28-32. (Особистий внесок - лабораторними і промисловими методами оцінено вплив фільтратів промивних рідин на фільтраційні властивості колекторів і продуктивних пластів).

11. Федишин В.О., Нестеренко М.Ю., Багнюк М.М. Обгрунтування ємкісних властивостей низькопористих колекторів методом центрифугування // Мінеральні ресурси України. - 2001. - № 3. - С. 39-41. (Особистий внесок - визначено вміст зв'язаної води у процесі її капілярного витіснення з порового простору порід).

12. Федишин В.О., Зазуляк М.І. Визначення параметрів пласта за дослідженнями свердловин на усталених режимах фільтрації // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2001. - № 1. - С. 58-62. (Особистий внесок - розроблена методика інтерпретації результатів досліджень).

13. Федишин В.О., Зазуляк М.І., Рега М.В. Вплив набухання глинистого цементу порід-колекторів на їх фільтраційно-місткісні властивості // Нафтова і газова промисловість. - 2001. - № 6. - С. 40-43. (Особистий внесок - досліджено взаємозв'язки між фізичними характеристиками колекторів під час набухання їх глинистої складової).

14. Федишин В.О. Особливості фільтрації газу в низькопористих колекторах // Вісник Львівського університету. Серія геологічна. - 2001. - Вип. 15. - С. 41-48.

15. Федишин В.О., Олійник В.В. Петрофізична основа оцінювання запасів газу у візейських низькопористих теригенних колекторах Голотівщинсько-Рудівської групи родовищ // Мінеральні ресурси України. - 2002. - № 1. - С. 35-39. (Особистий внесок - досліджено властивості порід-колекторів, побудовано номограму взаємозв'язків між ними та обгрунтовано кондиційні значення їх параметрів).

16. Текстурні особливості порід-колекторів нижнього сармату Вишнянського родовища (Українське Передкарпаття) / В.О. Федишин, В.В. Олійник, М.В. Рега, Я.В. Місечко // Геологія і геохімія горючих копалин. - 2001. - № 3. - С. 58-64. (Особистий внесок - виділено текстурні різновиди порід і досліджено вплив особливостей їх будови на властивості колекторів).

17. Результати пошуково-розвідувальних робіт і освоєння запасів газу в Більче-Волицькій зоні Передкарпатського прогину та перспективи пошуків нових родовищ / В.О. Федишин, В.М. Гаврилко, Д.Й. Кульчицький, Ю.Р. Карпенчук, А.І. Ткаченко // Там же. - 2001. - № 4. - С. 3-23. (Особистий внесок - виконано аналіз стану ресурсів і запасів газу в нижньсарматських відкладах Більче-Волицької зони).

18. Федишин В.О., Багнюк М.М. Вплив конденсації фракції С5+ на фільтраційно-місткісні параметри низькопористих порід // Нафтова і газова промисловість. - 2002. - № 2. - С. 25-28. (Особистий внесок - досліджено зміни фільтраційно-ємнісних параметрів порід внаслідок їх техногенного конденсатонасичення).

19. Федишин В.О. Промислова оцінка колекторів газу в сарматських відкладах північно-західної частини Більче-Волицької зони Передкарпатського прогину // Геологія і геохімія горючих копалин. - 2002. - № 1. - С. 13-25.

20. Федишин В.О. Вплив зв'язаної води на ємнісні параметри порід-колекторів // Там же. - 2002. - № 2. - С. 32-44.

21. Федишин В.О., Багнюк М.М., Федоришин Д.Д. Фільтраційні ефекти у низькопористих колекторах // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2002. - № 2 (3). - С. 28-31. (Особистий внесок - досліджено умови прориву газу через водонасичені породи).

22. Низькопористі породи-колектори як резерви видобутку газу в родовищах Луценківсько-Свиридівської структурної зони Дніпровсько-Донецької западини / В.О. Федишин, Я.Г. Лазарук, С.С. Секеріна, М.М. Багнюк // Геологія і геохімія горючих копалин. - 2002. - № 3. - С. 36-45. (Особистий внесок - обгрунтовано методичні засади оцінки видобувних запасів газу в низькопористих колекторах).

23. Федышин Владимир. Низкопористые коллекторы - резерв увеличения добычи газа в Украине //Problemy naukowo-badawcze i rozwojowe poszukiwaс i eksploatacji zloї gazu ziemnego i ropy naftowej. Prace Instytutu Gуrnictwa Naftowego i Gazownictwa. Wydanie konferencyjne. - Krakуw.- 2000. - № 110. - С. 93-96.

24. Денега Б., Федышин В., Мисечко Я. Результаты сравнительной характеристики строения и нефтегазоносности геоструктур Украины и Польши // Problemy naukowo-badawcze i rozwojowe poszukiwaс i eksploatacji zloї gazu ziemnego i ropy naftowej. Prace Instytutu Gуrnictwa Naftowego i Gazownictwa. Wydanie konferencyjne. - Krakуw.- 2000. - № 110. - С. 87-92. (Особистий внесок - виконано аналіз стану і перспектив газоносності Більче-Волицької зони та Любачівської і Лежайської структурних одиниць Передкарпатського прогину).

25. Лазарук Я.Г., Полутранко О.Ю., Федишин В.О. Перспективи пошуків нетрадиційних газових покладів на заході України // Нафта і газ України: Зб. наук. пр. (матеріали 5-ої Міжнародної конференції “Нафта-газ України-98). Т. 1. - Полтава, 1998. - С. 324-325. (Особистий внесок - обгрунтовано перспективи глибокозалягаючих сарматських відкладів північно-західної частини Більче-Волицької зони за критеріями газоносності).

26. Вплив мінералізації води на електричні властивості нижньосарматських піщано-глинистих колекторів Вишнянського газового родовища / В.О. Федишин, М.І. Зазуляк. Ю.С. Губанов, М.В. Рега // Нафта і газ України: Зб. наук. пр. (матеріали 6-ої Міжнародної науково-практичної конференції “Нафта і газ Украни-2000”. Т. 1. - Івано-Франківськ. 2000. - С. 109. (Особистий внесок - отримано залежність для визначення пористості за даними електрометричних вимірювань).

27. Визначення коефіцієнтів вилучення газу і конденсату на різних стадіях геологічного вивчення надр / В.С. Іванишин, М.М. Багнюк, Є.С. Бікман, І.І. Борисовець, В.С. Григор'єв, О.М. Іщенко, В.П. Сенцюк, В.О. Федишин, І. М. Фик. - Галузевий стандарт України. - 2002. - 23 с. (Особистий внесок - викладено схему розрахунку коефіцієнта вилучення газу при розробці покладів на газовому режимі).

Размещено на Allbest.ru