English (United Kingdom)

https://curated-unify.zendy.io/wp-json/zendy-region/v1/featured_content/oa?rat=en

https://curated-unify.zendy.io/wp-json/zendy-region/v1/highlighted_journal/

Global: Zendy Plus annual

Presents the access of premium content as premium feature

Premium Content

Presents the keyphrase highlighting as premium feature

Keyphrase Highlighting

Presents the summarisation as premium feature

Summarisation

Insights

Presents the pdf analysis as premium feature

PDF Analysis

Presents the zaia usage as premium feature

ZAIA

Global: Zendy Tools annual

Global: Zendy Free Plan

Global: Zendy Tools monthly

Global: Zendy Plus monthly

О. В. Любчак, І. В. Колодій, Ю. В. Хоха. ТЕРМОБАРИЧНІ УМОВИ НАФТОГАЗОНОСНОСТІ ТА ПРОГНОЗУВАННЯ ФАЗОВОГО СТАНУ ВУГЛЕВОДНІВ (НА ПРИКЛАДІ БІЛЬЧЕ-ВОЛИЦЬКОГО НАФТОГАЗОВОГО РАЙОНУ). Проведений аналіз розподілу термобаричних параметрів покладів вуглеводнів. За розподілом геотермічних параметрів досить чітко виділяються два різних за геотермічною активністю райони: північно-західний, більш прогрітий, і південносхідний – відносно "холодний". Максимальні температури відмічаються по лінії газоносних структур, що тяжіють до північно-західної приплатформової частини Зовнішньої зони. Показано, що характер зміни коефіцієнта гідростатичності залежить від особливостей структурно-тектонічної будови досліджуваної території. Оцінка фазового стану вуглеводнів спиралась на проведенні аналізу розмірностей їхніх фізико-хімічних властивостей та термобаричних умов залягання для вільних газів, конденсатів та нафт з понад 200 об’єктів, що дали припливи флюїдів на родовищах Більче-Волицького нафтогазового району. На основі проведеного аналізу виведені критерії Z1 та Z2, які визначають фазовий стан суміші вуглеводнів у покладі. Визначені області числових значень цих критеріїв, які характеризують типи вуглеводневих систем та дозволяють, за наявності інформації щодо глибини залягання покладу, густини і молярної маси вуглеводнів, а також температури і тиску, встановити фазовий стан вуглеводневої системи. Встановлено, що на глибинах більших за 4000 м, в залежності від геологічних умов, спостерігаються відхилення значень Z1 a від середнього в межах до 20%. Доведена універсальність π-теореми, яка дозволяє вводити і інші параметри що характеризують вуглеводневі системи, що суттєво розширяє та покращує визначення критеріїв їхньої подібності, необхідних для прогнозування фазового стану вуглеводнів у різних геологічних умовах. Ключові слова: Більче Волицький нафтогазоносний район, вуглеводнева система, термобаричні умови, коефіцієнт гідростатичності, фазовий стан вуглеводнів, πтеорема, аналіз розмірності. А. В. Любчак, И. В. Колодий, Ю.В. Хоха. ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ (НА ПРИМЕРЕ БИЛЬЧЕ-ВОЛЫЦКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО РАЙОНА). Проведен анализ распределения термобарических параметров месторождений углеводородов. По распределению геотермических параметров достаточно четко выделяются два разных по геотермической активности района: северо-западный, более прогретый и юго-восточный относительно "холодный". Максимальные температуры отмечаются по линии газоносных структур, тяготеют к северо-западной приплатформенной части Внешней зоны. Показано, что характер изменения коэффициента гидростатичности зависит от особенностей структурнотектонического строения исследуемой территории. Оценка фазового состояния углеводородов базировалась на проведении анализа размерностей их физико-химических свойств и термобарических условий залегания свободных газов, конденсатов и нефтей для более чем 200 объектов, которые дали приплыв флюидов из месторождений Бильче-Волыцкого нефтегазоносного района. На основе проведенного анализа выведены критерии Z1 и Z2, которые определяют фазовое состояние смеси углеводородов в залежи. Определены области числовых значений этих критериев, характеризующих типы углеводородных систем, которые позволяют, при наличии информации относительно глубины залегания залежи, плотности и молярной массы углеводородов, а также температуры и давления, установить фазовое состояние углеводородной системы. Установлено, что на глубинах превышающих 4000 м, в зависимости от геологических условий, наблюдаются отклонения значений Z1 a от среднего в пределах до 20%. Доказана универсальность π-теоремы, которая позволяет вводить другие параметры характеризующие углеводородные системы, что существенно расширит и улучшит установление критериев их подобия, необходимых для прогнозирования фазового состояния углеводородов в различных геологических условиях. Ключевые слова: Бильче-Волыцкий нефтегазоносный район, углеводородная система, термобарические условия, коэффициент гидростатичности, фазовое состояние углеводородов, π-теорема, анализ размерностей.

vìsnik harkìvsʹkogo nacìonalʹnogo unìversitetu ìmenì v.n. karazìna. serìâ geologìâ. geografìâ. ekologìâ

THERMOBARIC CONDITIONS OF OIL AND GAS CONTENTS AND PREDICTING OF HYDROCARBON PHASE STATE (ON THE EXAMPLE OF THE BILCHE-VOLYTSA OIL-AND GAS-BEARING AREA