Как найти пористость породы - Сайт, где вы сможете решить свои вопросы

Неправильность форм песчаных зерен и частиц карбонатного материала не позволяет обеспечивать их идеальное прилегание друг к другу, следовательно между зерен в горных породах всегда присутствует пустотное пространство, которое в свою очередь заполнено флюидами (жидкостями или газами).

Пористость горных пород является одним из параметров, учитываемых при подсчете запасов нефти, а также при прогнозировании процессов фильтрации в пористых средах.

Визуализация порового пространства на керне

Пористость –
свойство горных пород, определяемое наличием в них пустот (крупных и мелких пор,
каналов, трещин, каверн).

Коэффициент пористости К_п – отношение объема пор образца V_пор к объему самого образца V_обр. В зарубежной литературе для обозначения пористости принято сокращение PHI или Φ.

Теоретически пористость породы может иметь любое
значение (от нуля до единицы), но в реальности, исходя из теоретических
расчётов, пористость большинства осадочных пород не может превышать 47 % (V_шара=4/3πR³)

Общая пористость

Просуммировав объем пустот в породе и зная объем самой
породы можно получить значение общей пористости или же коэффициент общей пористости (выражается в процентах к объему образца или
в долях единицы).

Формула для расчета общей пористости:

Kп=Vпор/Vобр

Важно
понимать, что значение общей пористости не всегда отражает качество коллекторских свойств породы, т.к.
некоторый объем пор может не сообщаться между собой (тупиковые или
изолированные поры).

Открытая пористость или пористость насыщения

При определении
открытой пористости учитываются только объемы связанных и сообщающихся
между собой пор. Получаемое при этом значение пористости будет всегда меньше значения
общей пористости того же образца.

Открытую пористость также называют пористостью насыщения т.к. при ее
расчете учитывается только объем пустот, в который проникает жидкость при заданном
при проведении эксперимента давлении насыщения.

Как правило, в качестве жидкости, насыщающей
поры образца используется керосин (он хорошо проникает в поры и не вызывает
разбухания глинистых частиц).

Формула для расчета открытой пористости:

Kо=Vо./Vобр

Обозначения:

К_о
– коэффициент открытой пористости

V_о.– объем открытых и взаимосообщающиихся пор

V_обр – объем образца
породы

Эффективная пористость

Эффективная пористость представляет собой объем пор, по которым флюид может извлекаться
при разработке пласта (значения как правило меньше открытой пористости). В значение
эффективной пористости
не входит поровое пространство субкапиллярных пор, так как в них не происходит
движение жидкости. Также при учете эффективной пористости не учитывается объемом
пор, занятых неподвижной пленкой, обволакивающей зерна породы, и объемом
неподвижной жидкости на контактах зерен, где жидкость удерживается
молекулярно-поверхностными силами.

Формула для расчета эффективной пористости:

Kэ=Vэ.пор/Vобр

Обозначения:

К_э
– коэффициент эффективной пористости

V_э.пор– объем
пор, обеспечивающий движение флюида

V_обр – объем образца породы

Генетическая классификация пористости

Исходя
из генетической классификации, пористость подразделяется на:

Первичную – поры образованы в процессе седиментации осаждаемых отложений
Вторичную – пустоты образованы в результате последующих вторичных процессов, таких как растрескивания, дробления, растворения, перекристаллизации и. т.д.

Объем пор зависит от формы и размеров частиц обломочной породы, их уплотненности, отсортированности, количества, качества и типа цемента.

Зачастую при определении пористости на керне также проводят определение проницаемости.

Пористость горных пород (лекция)

С этой статьей также читают:

Инклинометрия ствола скважины

В настоящее время большинство пробуриваемых скважин являются наклоннонаправленными или горизонтальными. Бурение скважин такого типа производится…

Источник

Пористость горной породы – это наличие в ней незаполненных твердым веществом пор. Емкостные свойства пород–коллекторов обусловлены наличием в них пустотного пространства, способного заполняться нефтью, газом или водой.

Пустоты бывают трех видов: поры, каверны и трещины. Соответственно и коллекторы образуют три основных типа: поровый, каверновый и трещинный, а также различные сочетания этих типов. Различают полную (абсолютную) и открытую пористость.

Полная и открытая пористость

Полная пористость – это объем всех пор, находящихся в горной породе.

Открытая пористость – это объем пор, сообщающихся между cобой. Количественно та и другая пористость выражается коэффициентом пористости, который представляет собой отношение объема пор к объему образца породы:

Поры в пемзе

коэффициент полной пористости равен:

коэффициент открытой пористости равен:

где Кп.п. и Ко.п. – соответственно коэффициенты полной и открытой пористости;

Vп.п. и Vо.п. — объем полной, открытой пористости, м³;

Vобр. – объем образца породы, м3³.

Коэффициент пористости измеряется в долях единицы (например, Кп=0,15) или в процентах (Кп=15 %).

В нефтегазопромысловой геологии более важен коэффициент открытой пористости, т.к. он характеризует объем углеводородов, содержащийся в породе. На практике коэффициент открытой пористости определяется в лабораторных условиях по методу Преображенского или по данным геофизических исследований в скважине (ГИС).

Метод Преображенского основан на насыщении пористого образца керосином под вакуумом. Определив объем керосина, заполнившего поры, и объем всего образца, получим возможность расчета коэффициента открытой пористости.

Виды порового пространства и каналов

По величине поровых каналов пористость условно подразделяется на три группы:

Сверхкапиллярные – диаметр 2 – 0,5 мм;
Капиллярные – диаметр 0,5 – 0,0002 мм;
Субкапиллярные – диаметр менее 0,0002 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам движения нефти и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил.

Субкапиллярные каналы, независимо от величины пористости практически непроницаемы (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).

Открытая пористость коллекторов на практике изменяется в широких пределах – от нескольких процентов до 35 %, в большинстве случаев она изменяется от 6 – 8 до 25 %. Пограничные значения пористости между коллектором и неколлектором лежат в пределах 4 – 6 %.

На величину пористости влияет взаимное расположение зерен. Возможное расположение частиц в песчаной породе показано на рисунках 1, 2.

Рисунок 1 – Возможное расположение частиц в песчаной породе.

Наименее плотная укладка зерен:

а б

а — наиболее плотная мягкая укладка зерен; б — менее плотная укладка.

Рисунок 2 – Возможное расположение частиц в песчаной породе

В первом случае теоретическая величина пористости составляет 47,6 %, во втором – 25,9 %. Величина пористости не зависит от размера составляющих пород зерен. Виды пористого пространства пород представлены на рисунке 3.

а – хорошо окатанный и отсортированный песок с высокой пористостью; б – плохо отсортированный песок с низкой пористостью; в – хорошо отсортированная порода, зерна которой также пористы; г – хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена отложениями минерального вещества в пространстве между зернами; д – поровое пространство трещиноватых известняков, частично расширенное растворением; е – порода, ставшая пористой вследствие возникновения трещин.

Рисунок 3 – Виды порового пространства пород (по В.Д. Ломтадзе)

Кавернозность и трещиноватость пород

Кавернозность характерна для карбонатных пород, подверженных растворению. Каверны от пор отличаются лишь размерами. Принято к кавернам относить пустоты с размерами не менее 2 мм, т.е. более чем размер сверхкапиллярных пор. Коэффициент полной кавернозности и открытой кавернозности определяется аналогично коэффициентам пористости.

Трещиноватость горных пород обусловлена наличием трещин, не заполненных твердым веществом. Трещиноватостью обладают в основном плотные, крепкие, низкопоровые хрупкие породы. Наличие в такой породе разветвленной системы трещин обеспечивает коллекторскую емкость.

Трещинную емкость можно определить в шлифе под микроскопом по формуле:

где Кт – трещинная емкость, см³;

b – раскрытость трещин в шлифе, т.е. расстояние между стенками трещины, см;

l – суммарная протяженность всех трещин в шлифе;

F – площадь шлифа, см².

По степени раскрытости трещин выделяются макротрещины, видимые невооруженным глазом с раскрытостью более 0,1 мм, и микротрещины, различимые лишь в шлифах под микроскопом с раскрытостью менее 0,1 мм. Трещинный тип коллектора в чистом виде встречается редко. Как правило, микротрещинные участки породы имеют дополнительную емкость за счет пористости и кавернозности. На практике коллектора делят на поровые, каверновые, трещинные и смешанного типа: трещинно – поровые, трещинно – каверновые, трещинно – порово – каверновые, каверно – поровые и др.

Источник

Под пористостью
горной породы понимают наличие в ней
пустот (пор, каверн, трещин и т.д.). не
заполненных твёрдым веществом. Пористость
определяет способность породы вмещать
в себя нефть (газ и воду).

По происхождению
поры и другие пустоты в породе
подразделяются на: 1) первичные,
образующиеся в процессе осадконакопления
и формирования породы. К ним относятся
пустоты между зёрнами и частицами
породы, промежутки между плоскостями
наслоения, пустоты, образовавшиеся
после разложения организмов. Первичная
пористость обычно наблюдается в песках,
песчаниках, конгломератах, глинах и
т.д.

2} вторичные,
образующиеся в сформировавшихся породах
в результате диагенеза. К ним относятся
поры растворения, трещины, возникшие
в связи с сокращением породы (например,
вследствие доломитизации), трещины и
пустоты, связанные с-кристаллизацией,
трещины, вызванные тектоническими
явлениями, трещины и пустоты, связанные
с эрозионными процессами. Вторичная
пористость обычно наблюдается в
карбонатных породах (известняках,
доломитах и др.).

Первичная
пористость характеризуется более или
менее закономерным распределением в
породах, и варьируют в зависимости от
их фациальной изменчивости. Вторичная
пористость характеризуется локальным
развитием и обычно колеблется в широких
пределах; в её распределении обычно
трудно установить какую-либо
закономерность. Эти особенности
распределения пористости отражаются
и на содержании нефти в породах.
Пористость – это отношение объёма пор
образца породы (V_n);
к видимому объёму этого образца (V_o),
выраженное в процентах: Κп = (V_n/Vo)
* 100%,

где Кп – пористость
породы в %.

Пористость зависит
от взаимного расположения и укладки
зёрен, формы зёрен и степени их
окатанности, степени отсортированности
частиц, слагающих породу, наличия
цементирующего материала и т.д. В
природных условиях пористость обычно
колеблется в значительных пределах,
так как зёрна породы имеют самые
различные очертания, в связи, с чем
более крупные поры могут быть заполнены
мелкими зернами породы или цементирующим
веществом.

В зависимости от
величины пор (по И.М. Губкину) различают:

рверхкапиллярные
поры (диаметр более 0,508 мм), в которых
жидкость является
активной Сможет
свободно передвигаться;
капиллярные поры
(диаметр 0,508 – 0,0002 мм), в которых также
происходит
движение жидкости и газов;
субкапиллярные
поры (диаметр менее 0,0002 мм), в
которых действие
молекулярных сил
настолько велико, что жидкость в них
при наблюдающихся перепадах
давления
перемещаться не может;

движения жидкостей
не может быть также в капиллярных порах,
окружённых субкапиллярными пустотами,
а также в капиллярных порах, в которых
существующие градиенты давлении не
могут преодолеть молекулярные силы.

Различают:
1) Абсолютную
пористость (полную,
общую) – все пустоты горной породы
независимо от их формы, величины и
взаимного расположения;

Открытую
пористость
(насыщенную)-—
совокупность сообщающихся между собой
пустот;
Эффективную
пористость –
совокупность пустот горной породы,
участвующих в процессе фильтрации;

4) Закрытую
пористость –
совокупность пустот горной породы, не
сообщающихся между собой (закрытая
пористость определяется как разность
между абсолютной и открытой
пористостью).

По
морфологическим
признакам различают межзерновую
пористость, морфология
которой определяется пространственными
соотношениями обломочных, карбонатных
и др. зёрен, глинистых и др. чешуек и
т.д., и трещинную
пористость. Трещинная
пористость колеблется в пределах 0,01 —
1% и, как правило, на несколько порядков
меньше пористости межзерновой. В чисто
трещинных коллекторах, где межзерновая
пористость ничтожна, пористость
трещинная определяет суммарную ёмкость
горной породы.

По
генезису
различают пористость
первичную, обусловленную
особенностями осадконакопления и
постепенно уменьшающуюся в ходе развития
осадочной породы, и пористость
вторичную, связанную
с наложенными эпигенетическими
процессами, сопровождающимися выносом
вещества. Особенно велика вторичная
пористость выщелачивания в карбонатных
породах, возникающая при карстообразовании.

Пористость
различных типов горных пород колеблется
от долей процента до 40% и более. Пористость
глинистых пород, как общая, так и
открытая, зависит прежде всего от
глубины их погружения. Пористость
открытая на глубинах погружения в
несколько сот метров равна 25 -35%. а на
глубинах более 3 – 4км обычно составляет
первые проценты, иногда доли процента.
Скорость уменьшения пористости с
глубиной зависит от состава глинистых
пород, скоростей прогибания, особенностей
строения разрезов и т.д. Закономерности
изменения пористости глинистых пород
хорошо изучены и позволяют определять
глубины максимального палеопогружения
осадочных толщ с точностью до 100 – 200м.

Пористость
обломочных пород также закономерно
уменьшается с глубиной, но эти
закономерности гораздо сложнее: этапы
медленного снижения пористости сменяются
скачками, когда в интервале глубин
всего 100-200м пористость падает на 5 -6% и
более. Кроме того, пористость обломочных
пород сильно зависит от содержания в
них цемента; например, при содержании
карбонатного цемента 25 -30% открытая
пористость составляет первые проценты
даже на самых малых глубинах.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#

26.04.2019181.79 Кб6ответы на билеты1,2,4,5,8,9,11,12,13,20,23,24,2….docx
#
#
#
#
#
#
#
#
#
#

Источник

Библиографическое описание:

Абубакирова, З. В. Геофизические методы определения пористости / З. В. Абубакирова. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2017. — № 3 (137). — С. 197-199. — URL: https://moluch.ru/archive/137/38476/ (дата обращения: 19.05.2023).

Коэффициент пористости является одним из основных подсчетных параметров и определяется по данным керна и результатам интерпретации данных ГИС. От точности расчетов пористости зависит достоверность оценки запасов нефти. Коэффициент пористости коллекторов в соответствии с выполняемым комплексом ГИС определяется по данным метода сопротивления, по данным метода потенциалов собственной поляризации (ПС), по данным нейтронных методов (НКТ, НГК), гамма-гамма плотностного каротажа (ГГК-П) и акустического (АК).

1.1 Метод потенциалов собственной поляризации (ПС)

При исследованиях скважин методом потенциалов собственной поляризации (ПС) изучают естественные электрические поля, возникающие в скважине и породах в результате физико-химических процессов — диффузии солей в растворах электролитов, фильтрации жидкости, окислительно-восстановительных реакций. Эти процессы порождают потенциалы диффузионные, течения, окислительно-восстановительные. Главную роль в формировании естественных электрических полей в скважине, заполненной буровым раствором на водной основе, играют потенциалы диффузионного происхождения.

Метод весьма прост в технике исполнения. Исследования методом ПС проводят, регистрируя потенциалы естественного поля, то есть регистрируют диаграмму изменения по разрезу скважины разности потенциалов между электродом, перемещающимся по стволу скважины, и неподвижным электродом, расположенным на земной поверхности близ устья скважины. Метод ПС наиболее эффективен в песчано-глинистых разрезах.

В терригенном разрезе при незначительном изменении минерализации пластовых вод на диаграммах потенциала собственной поляризации можно выделить породы слабо-глинистые или не содержащие глинистого материала, породы со средней степенью глинистости, сильно глинистые породы и глины.

Для пород первой группы характерно максимальное отклонение кривой ПС от линии глин. К этой группе относятся чистые и слабо-глинистые пески и песчаники, алевриты и алевролиты, песчаники и алевролиты с карбонатным цементом, кварциты и кварцитоподобные песчаники с силикатным цементом. Пласты, выделяемые по максимальной аномалии Uпс, можно разделить на коллекторы и коллекторы низкого качества, привлекая для этого данные других методов ГИС — микрозондирования, нейтронного гамма-метода. Например, плотные песчаники с карбонатным цементом, характеризующиеся максимальной амплитудой ПС, на диаграммах микроградиент- и микропотенциал-зондов, а также кривых НГМ отличаются высокими показаниями.

Породы, представленные глинами и сильно глинистыми породами, отличаются на кривой ПС показаниями, совпадающими или близкими к линии глин. Как правило, это чистые глины и алевролиты с высоким содержанием глинистого цемента, который по степени уплотненности и минералогическому составу практически не отличается от вмещающих глин.

Таким образом, кривая ПС является надежным средством выделения в терригенном разрезе проницаемых песчаных пластов, в ряде случаев она позволяет оценить относительную глинистость пород.

1.2 Нейтронные методы

Величину коэффициента пористости как в простом межзерновом, так и в сложном коллекторе с присутствием пор любой морфологии, открытых и закрытых, определяют по данным стационарных нейтронных методов (НГМ, ННМ-Т) и гамма-гамма- метода.

Нейтронные методы исследования скважин основаны на различной способности горных пород рассеивать и поглощать нейтроны. Нейтронные свойства пород характеризуются длиной замедления и длиной диффузии. Длина замедления уменьшается с увеличением суммарного водородосодержания среды. Наименьшие длины замедления наблюдаются в породах с большим водородосодержанием. Диффузионная длина убывает с увеличением водородосодержания и содержания в породах элементов с аномально высокими ядерными сечениями захвата. В осадочных породах и пластовых водах наиболее распространенным из этих элементов является хлор. Длина замедления и диффузионная длина зависят также от минерального и химического состава скелета породы.

Нейтронные методы позволяют решать следующие задачи: литологическое расчленение разреза; определение пористости пород; определение положения газожидкостного контакта. Методы ННМ-Т и НГМ позволяют определить местоположение водонефтяного контакта при значительной минерализации пластовых вод и небольшой зоне проникновения, а также в обсаженных скважинах на основе наблюдений за расформированием зоны проникновения.

Существуют приборы двух типов, позволяющие производить измерения в скважинах — однозондовые и двухзондовые. Последние по сравнению с однозондовыми менее подвержены влиянию скважинных условий и поэтому позволяют повысить точность и надежность исследований. Скважинный прибор нейтронных методов имеет источник и один или два индикатора того или иного излучения. Расстояние от источника до середины индикатора есть длина зонда.

Нейтронный гамма каротаж (НГК) основан на измерении вторичного γ- излучения, возникающего в горных породах в результате взаимодействия нейтронов, испускаемых источником с ядрами элементов пород. Для производства НГК в скважину спускают такой же снаряд, как и при ГК. Источником нейтронов служит смесь полония и бериллия. Расстояние от источника до середины индикатора (счетчика) называется длиной радиоактивного зонда (40–45 см большой зонд) и измеряется в сантиметрах. γ-лучи испускаемые полонием проникают в ядра бериллия и выбивают из них нейтроны. Нейтроны со скоростью 10–15 тыс. км/с и энергией 10 Мэв проникают через стальную обсадную колонну и цементное кольцо в породу, в результате столкновения нейтронов с ядрами элементов, составляющих породу они теряют свою энергию становятся медленными (тепловыми) с энергией 0,025 электрон вольт и скоростью 2400 м/с вследствие передачи ядру части кинетической энергии присущей нейтрону. Процесс передачи нейтронов породе состоит из двух процессов- процесса рассеивания и захвата. Эти процессы характеризуются эффективным сечением рассеивания 𝜎р и эффективным сечением захвата 𝜎з. Вероятность захвата тепловых нейтронов обратно пропорциональна их скорости, а вероятность рассеивания от скорости не зависит. В породе замедление нейтронов происходит благодаря столкновению с ядрами водорода, что вызывает их рассеивание. Движение нейтрона происходит до тех пор, пока он не будет захвачен с ядром породы. В среде содержащий водород и хлор медленные нейтроны им весьма малые пробеги не диффундируют далеко от точки, где они стали тепловыми. Это приводит к тому что при движении прибора, регистрируемого вторичное γ-излучение вдоль скважины показания индикатора изменяются в зависимости от содержания Н2 и Cl в окружающих породах. Получаемая при этом кривая характеризует изменение общей интенсивности вторичного γ- излучения с глубиной и называется кривой нейтронного-гамма каротажа и складывается из интенсивности γ-лучей вторичного γ-излучения I1 возникающего в результате взаимодействия 13 нейтронов на породу, I2 — интенсивности рассеянного γ-излучения возникающего в результате облучения стенок скважины γ-лучами, I3 — интенсивность γ-излучения обусловленная естественной радиоактивностью пород. На величину вторичного γ-излучения влияют коэффициента поглощения нейтронного потока слоем вещества, от содержания водорода и хлора в породе, от химического состава породы.

По нейтронным свойствам все породы можно разделить на две группы: содержащие водород и не содержащие водород. К первой группе относятся глины водонасыщенные, имеющие большую пористость и содержащие значительное количество минералов с химически связанной водой (водные алюмосиликаты, гипс), некоторые пористые и проницаемые песчаники и карбонатные породы, насыщенные жидкостью. При больших размерах зонда эти породы отмечаются минимумами на диаграммах НГК. Ко второй группе относятся малопористые крепкие породы (плотные известняки, доломиты) сцементированные песчаники и алевролиты, гидрохимические осадки при больших зондах эти породы отмечаются максимумами на НГК. Другие породы- пески, песчаники, пористые карбонатные отмечаются промежуточными значениями и зависят от глинистости и насыщенности флюидами.

Таким образом, в качестве основных выводов можно сказать, что в терригенных коллекторах мы считаем пористость по методу потенциалов собственной поляризации (ПС), а в карбонатных — по нейтронному каротажу (НК).

Литература:

Афанасьев В. С., Афанасьев А. В., Афанасьев С. В. Адсорбционная активность пористого пространства терригенной горной породы // НТВ АИС Каротажник. 2013. N 233. С. 59–97.
Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М.: Недра, 1978. 316 с.
Вендельштейн Б. Ю., Царева И. В. О критериях выделения коллекторов по данным промысловой геофизики // Нефть и газ. 1969. N 6. С. 5–7.
Кожевников Д. А. Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1982. 221 с.

Основные термины (генерируются автоматически): порода, собственная поляризация, длина замедления, метод потенциалов, глина, диффузионная длина, карбонатный цемент, линия глин, середина индикатора, терригенный разрез.

Коэффициент пористости[править | править код]

В нефтепромысловой практике в основном используется открытая пористость, так как она способствует извлечению нефти из недр. Она определяется как отношение объёма открытых (сообщающихся) пор к объёму образца породы — коэффициент пористости (Кп). Он выражается в долях единицы или процентах. Коэффициент пористости характеризует ёмкостные свойства пород–коллекторов. Расчёт его производится по следующей формуле:

${displaystyle K_{p}=V_{por}/V_{obr}}$

Vpor — объём сообщающихся полостей,см³; Vobr — объём образца породы, см³.

Значение коэффициента пористости зависит от формы минеральных зёрен горной породы, степени их отсортированности и уплотнения, а также от минерального состава цемента и типа цементации.

Наибольшей пористостью среди терригенных пород в естественных условиях обладают несцементированные или слабосцементированные разности. По величине поровых каналов выделяются следующие группы: сверхкапиллярные, с диаметром пор 0,508—2 мм; капиллярные — 0,0002—0,508 мм; субкапиллярные — менее 0,0002 мм.

Движение нефти и газа в сверхкапиллярных порах происходит свободно, капиллярных — при значительном участии капиллярных сил, субкапиллярных — движение жидкости практически невозможно. Породы с субкапиллярными порами относятся к непроницаемым, плотным: глины, глинистые сланцы, известняки.

Литература[править | править код]

Звездин В.Г. Нефтепромысловая геология: Учебное пособие: Пермский государственный университет, 2007. — 83 c. ISBN 5-247-03761-8.

Источник

Общая пористость

Формула для расчета общей пористости:

Открытая пористость или пористость насыщения

Формула для расчета открытой пористости:

Эффективная пористость

Формула для расчета эффективной пористости:

Генетическая классификация пористости

С этой статьей также читают:

Полная и открытая пористость

Виды порового пространства и каналов

Кавернозность и трещиноватость пород

Библиографическое описание:

Похожие статьи

Литология, петрофизическая и промыслово-геофизическая…

Оценка вторичной пористости карбонатных коллекторов…

Анализ методов увеличения и интенсификации нефтеотдачи…

Результаты промышленного испытания ингибирующего…

Физико-литологические характеристики основных продуктивных…

Применение спектроскопии отражения для недеструктивного…

К выбору состава кольматирующих добавок в поглощающих…

Литология, петрофизическая и промыслово-геофизическая…

Оценка вторичной пористости карбонатных коллекторов…

Анализ методов увеличения и интенсификации нефтеотдачи…

Результаты промышленного испытания ингибирующего…

Физико-литологические характеристики основных продуктивных…

Применение спектроскопии отражения для недеструктивного…

К выбору состава кольматирующих добавок в поглощающих…

Похожие статьи

Литология, петрофизическая и промыслово-геофизическая…

Оценка вторичной пористости карбонатных коллекторов…

Анализ методов увеличения и интенсификации нефтеотдачи…

Результаты промышленного испытания ингибирующего…

Физико-литологические характеристики основных продуктивных…

Применение спектроскопии отражения для недеструктивного…

К выбору состава кольматирующих добавок в поглощающих…

Литология, петрофизическая и промыслово-геофизическая…

Оценка вторичной пористости карбонатных коллекторов…

Анализ методов увеличения и интенсификации нефтеотдачи…

Результаты промышленного испытания ингибирующего…

Физико-литологические характеристики основных продуктивных…

Применение спектроскопии отражения для недеструктивного…

К выбору состава кольматирующих добавок в поглощающих…

Коэффициент пористости[править | править код]

Литература[править | править код]

Вам также может понравиться

Как найти т2 в физике если есть

Как найти работу полезную через силу

Как найти массу на ось

Добавить комментарий Отменить ответ