Висвітлено результати дослідження фільтраційно-ємнісних властивостей пісковиків і аргілітів верхнього карбону Руновщинської площі Дніпровсько-Донецької западини. Мета досліджень полягала в оцінці перспективності порід як можливих колекторів вуглеводнів.Досліджено такі фільтраційно-ємнісні характеристики зразків порід, як коефіцієнт відкритої пористості, коефіцієнти проникності та коефіцієнт залишкового водонасичення. Вивчався також зв"язок густини порід з їхньою пористістю. Дослідження пористості виконувалося в атмосферних і пластових умовах газоволюметричним способом і насиченням зразків рідиною. Установлено, що об"ємна густина сухих зразків порід змінюється від 2122 до 2615 кг/м3 (середнє 2318 кг/м3), порід, насичених рідиною - від 2265 до 2680 кг/м3 (середнє 2449 кг/м3), уявна мінералогічна густина - від 2562 до 2786 кг/м3 (середнє 2650 кг/м3). Коефіцієнт відкритої пористості досліджених порід, насичених моделлю пластової води, змінюється від 0,058 до 0,190 (середнє 0,126), а насичених N2 - від 0,066 до 0,203 (середнє 0,145). У результаті моделювання пластових умов установлено, що коефіцієнт пористості змінюється від 0,038 до 0,175 (середнє 0,110). Через закриття мікротріщин під навантаженням порід у процесі приведення до пластових умов їхня &пористість зменшується порівняно з пористістю в атмосферних умовах. Відносне зниження коефіцієнта пористості при зміні атмосферних умов на пластові становить від 4,5 до 13,8 % (середнє 9,0 %). Проведені дослідження показали, що коефіцієнт проникності& порід Руновщинської площі змінюється від 0,03 фм2 до 240,57 фм2 (середнє 11,87 фм2), а їхній коефіцієнт залишкового водонасичення варіює в межах від 0,02 до 0,89 (середнє 0,36). Виконано класифікацію колекторських властивостей досліджених зразків за& коефіцієнтами проникності та залишкового водонасичення. Проведений кореляційний аналіз дозволив отримати ряд емпіричних залежностей між фільтраційно-ємнісними параме-трами досліджених порід ? густиною, коефіцієнтом пористості, коефіцієнтом проникнос&ті та коефіцієнтом залишкового водонасичення. Отримані результати комплексних петрофізичних досліджень свідчать, що перспективні нафтоносні інтервали горизонтів Г-6, Г-7в, Г-7н, зразки порід яких вивчалися, загалом мають підвищені значення фільтрацій&но-ємнісних параметрів.
The main objective of this article is to highlight the results of investigations of filtration capacity features of sandstones and argillites of the Upper Carbon rocks in Runovshchynska area of The Dnieper-Donets basin. The& purpose of the research was to assess the promising rocks as possible hydrocarbon reservoirs. The following reservoir features of rock samples such as the open porosity factor, permeability coefficients and residual water saturation factor have been& investigated. The correlation of rock density with their porosity was also studied. The porosity study was carried out in atmospheric and reservoir conditions by gas volumetric method and fluid saturation. The bulk density of dry rock samples varies& from 2,122 kg/m3 to 2,615 kg/m3 (average 2318 kg/m3), saturated rocks - from 2265 to 2680 kg/m3 (average 2449 kg/m3), and the specific matrix density - from 2562 to 2786 kg/m3 (average 2650 kg/m3). The open porosity coefficient of the studied rocks,& in case they were saturated with the synthetic brine, varies from 0.058 to 0.190 (mean 0.126), but if they were saturated with N2 it varies from 0.066 to 0.203 (mean 0.145). Detailed analysis of reservoir conditions modeling revealed that porosity c&oefficient varies from 0.038 to 0.175 (mean 0.110). Due to the closure of microcracks under rock loading reduced to reservoir conditions the porosity decreases in comparison with atmospheric conditions, which causes a relative decrease in the porosit&y coefficient from 4.5% to 13.8% (mean 9.0%) from atmospheric conditions to reservoir conditions. The permeability coefficient of rocks varies from 0.03 fm2 to 240.57 fm2 (mean 11.87 fm2). The residual water saturation factor of rocks varies from 0.0&
