Простийпошук |
Розширенийпошук |
Покажчики
|
Професійний пошук |
Рубрикатор НБУВ |
Розподілений пошук |
Бази даних
Наукова періодика України - результати пошуку
Книжкові видання та компакт-дискиЖурнали та продовжувані виданняАвтореферати дисертаційРеферативна база данихНаукова періодика УкраїниТематичний навігаторАвторитетний файл імен осіб
 |
Для швидкої роботи та реалізації всіх функціональних можливостей пошукової системи використовуйте браузер "Mozilla Firefox" |
|
|
Повнотекстовий пошук
| Знайдено в інших БД: | Книжкові видання та компакт-диски (9) | Автореферати дисертацій (1) | Реферативна база даних (11) |
Список видань за алфавітом назв: Авторський покажчик Покажчик назв публікацій  |
Пошуковий запит: (<.>A=Артим І$<.>) | |||
|
Загальна кількість знайдених документів : 5 Представлено документи з 1 до 5 |
|||
| 1. | 
Маєвський Б. Й. Основні причини негативних результатів нафтогазопошукових робіт [Електронний ресурс] / Б. Й. Маєвський, О. Є. Лозинський, С. С. Куровець, Т. В. Здерка, І. В. Артим // Науковий вісник Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу. - 2015. - № 2. - С. 7-15. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/Nvif_2015_2_2 Розглянуто, проаналізовано, систематизовано та узагальнено типові чинники, які призводять до негативних результатів нафтогазопошукових робіт. На основі проведеного детального аналізу кожного з чинників аргументовано пропозиції щодо їх уникнення з метою підвищення ефективності пошукового буріння. | ||
| 2. | 
Артим І. В. Оцінка тектонічної тріщинуватості порід-колекторів за допомогою методу скінченних елементів [Електронний ресурс] / І. В. Артим // Молодий вчений. - 2018. - № 2(1). - С. 6-10. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/molv_2018_2(1)__4 | ||
| 3. |
Куровець С. С. Оцінювання впливу геологічних чинників на ємнісно-фільтраційні властивості теригенних колекторів Передкарпатського прогину [Електронний ресурс] / С. С. Куровець, І. В. Артим // Науковий вісник Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу. - 2018. - № 1. - С. 25-37. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/Nvif_2018_1_4 Встановлено, що основними геологічними чинниками, які визначають колекторські параметри теригенних порід Передкарпатського прогину, є їх мінеральний склад і структурно-текстурні особливості та термобаричні фактори. Мінеральний склад породотвірних мінералів, форма, розмір уламкових зерен і пор, їх взаємне розміщення, тип флюїду і термодинамічний стан визначають ємнісно-фільтраційні властивості теригенних порід. Кращі колекторські властивості мають пісковики, складені більш крупними і відсортованими зернами. Збільшення вмісту глинистого і карбонатного матеріалу різко погіршує ємнісно-фільтраційні властивості колекторів. Ущільнення і вторинні процеси (скременіння, кальцитоутворення, піритизація) негативно впливають на колекторські властивості порід, понижують їхню пористість і проникність. Визначено залежності, які дають змогу прогнозувати максимальну пористість пісковиків при їх зануренні на глибині. Наведені дані зміни пористості піщано-глинистих порід свідчать, що на великих глибинах більшу міжгранулярну пористість і проникність мають відсортовані кварцові пісковики з незначним вмістом глинистого і карбонатного матеріалу. | ||
| 4. | 
Куровець С. С. Апробація тектонофізичної моделі оцінювання тріщинуватості на родовищах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину [Електронний ресурс] / С. С. Куровець, І. В. Артим, Т. В. Здерка // Нафтогазова енергетика. - 2020. - № 2. - С. 15-25. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/Nge_2020_2_3 Під час математичного моделювання тектонічних та фізичних процесів, які відбуваються в межах піщано-алевритової товщі, аналіз напружено-деформованого стану є перспективним методом оцінки тріщинуватості порід-колекторів. В попередніх наших дослідженнях обгрунтувано основні підходи до тектонофізичного моделювання даної товщі задля можливості оцінки тріщинуватості перспективних на нафту і газ відкладів. Раніше нами була розроблена модель для симетричної антикліналі. Ця модель не може бути якісно застосована для Внутрішньої зони Передкарпатського прогину через складні форми перегинів пластів. Удосконалення моделі та її апробацію проведено на таких відомих родовищах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, як Старосамбірське та Південно-Гвіздецьке. Побудовано відповідну модель для асиметричної антикліналі з різною товщиною прошарку по довжині колектора ямненської світи палеоцену Старосамбірського родовища. Результати моделювання засвідчили, що склепіння антикліналі пов`язане з зоною підвищеної тріщинуватості. Натурні дослідження керну підтвердили це твердження. Підвищеної тріщинуватості в зоні зрізу не виявлено. Верхній пласт пісковику менілітової світи Південно-Гвіздецького родовища майже повністю можна віднести до порово-тріщинного та тріщинного типів колектора. Постало питання, наскільки реально за допомогою розробленої нами моделі підтвердити існування такої аномально великої зони підвищеної тріщинуватості. Як наслідок, граничні умови потребували суттєвого удосконалення. Згідно з результатами, зона підвищеної тріщинуватості практично повністю охоплює пласт. Таким чином, під час апробації тектонофізичної моделі на антикліналях родовищ Внутрішньої зони Передкарпатського прогину отримали позитивні результати. Отже, за допомогою розробленої нами моделі досить складні структури можна досліджувати на тектонічну тріщинуватість. | ||
| 5. | 
Куровець С. С. Апробація удосконаленої тектонофізичної моделі на нафтогазоперспективних структурах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину [Електронний ресурс] / С. С. Куровець, І. В. Артим // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2022. - № 1. - С. 69-82. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/rrngr_2022_1_7 На сучасному етапі геологічних досліджень з метою пошуку родовищ нафти і газу актуальним завданням є оцінка тріщинуватості порід-колекторів з використанням математичних моделей. Перспективним методом оцінки тріщинуватості порід-колекторів є аналіз напружено-деформованого стану піщано-алевритовій товщі шляхом скінченно-елементного моделювання тектонофізичних процесів, що відбуваються в її межах. Обгрунтування і основні підходи до тектонофізичного моделювання даної товщі з метою оцінки тріщинуватості перспективних на нафту і газ відкладів були розроблені в попередніх наших дослідженнях. На першому етапі досліджень була розроблена модель для оцінки напружено-деформованого стану симетричної антикліналі. Але через характерні для родовищ Внутрішньої зони Передкарпатського прогину складні форми перегинів пластів така спрощена модель не може бути якісно застосована. На другому етапі удосконалено та апробовано тектонофізичну модель на таких раніше досліджених родовищах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, як Південно-Гвіздецьке та Старосамбірське. Результати апробації довели можливість на третьому етапі за допомогою розробленої нами моделі досліджувати на тектонічну тріщинуватість досить складні нафтогазоперспективні структури. Об'єктами досліджень вибрано такі перспективні родовища Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, як Кричківський блок Південносливкінської площі, Ангелівська структура та площа Північна Опака. За результатами досліджень уточнено місця розташування пошукових свердловин. Аналіз отриманих результатів свідчить про можливість використання запропонованої моделі для експрес-оцінки зон підвищеної тріщинуватості реальних прогинів пластів. | ||
Попередній перегляд: 
Реферативна БД
 |
| Відділ наукової організації електронних інформаційних ресурсів |
 Пам`ятка користувача |