Позначка: пористість

Головна > Архів > № 2 (202) 2026 > 62–75

---

Geology & Geochemistry of Combustible Minerals No. 2 (202) 2026, 62–75

ISSN 0869-0774 (Print), ISSN 2786-8621 (Online)

https://doi.org/10.15407/ggcm2026.202.062

Мирослава ЯКОВЕНКО^a, Юрій ХОХА^b, Олександр ЛЮБЧАК^c

Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України, Львів, Україна

^a e-mail: myroslavakoshil@ukr.net, https://orcid.org/0000-0001-8967-0489
^b e-mail: khoha_yury@ukr.net, https://orcid.org/0000-0002-8997-9766
^c e-mail: oleksandr.lyubchak@gmail.com, https://orcid.org/0000-0002-0700-6929

---

Анотація

Розглянуто роль порової структури викопної органічної речовини у формуванні локальних термобаричних умов, за яких можливе утворення метану внаслідок ланцюгових вільнорадикальних реакцій. Вихідною гіпотезою є уявлення про систему газ–органічна речовина як гетерогенне дисперсне середовище, у якому нано-, мікро- та мезопорові елементи не можуть бути описані лише значеннями тиску й температури. Для оцінювання використано безрозмірний коефіцієнт порового тиску π = P_п/P_∞, де P_п – поровий тиск; P_∞ – геостатичний тиск. Значення π, менші за одиницю, характеризують дефіцит порового тиску відносно геостатичного, а величина 1 − π та абсолютний перепад ΔP = (1 − π)P_∞ можуть розглядатися як міри відносного й абсолютного розрідження. Проаналізовано модельні ряди для пор діаметром 0,5; 1; 2; 5; 10; 20; 50; 100 і 1000 нм у діапазоні глибин 0–10 км, а також окремі тренди для торфу, бурого/кам’яного вугілля та антрациту за теплових потоків 40 і 100 мВт/м². Показано, що розмір пори є головним чинником відхилення порового тиску від геостатичного: у порах 0,5–2 нм π залишається суттєво нижчим за одиницю навіть на глибині 10 км, натомість пори 100–1000 нм наближаються до квазірівноважного режиму. Підвищення теплового потоку посилює відхилення π у малих порах, але цей вплив є другорядним порівняно з геометричним чинником. Отримані результати дають змогу пояснити, чому еволюція порового спектра від торфу й бурого вугілля до антрациту змінює не лише сорбційні властивості органічної речовини, а й імовірність виникнення локальних зон, сприятливих для механічної деструкції, стабілізації радикалів і метаногенерації.

Ключові слова

вугілля, торф, антрацит, пористість, метан, поровий тиск, розрідження, вільні радикали, геостатичний тиск, тепловий потік

Використані літературні джерела

Булат, А. Ф., Звягильский, Е. Л., Лукинов, В. В., Перепелица, В. Г., Пимоненко, Л. И., & Шевелев, Г. А. (2008). Углепородный массив Донбасса как гетерогенная среда. Киев: Наукова думка.

Клим, М. М., & Якібчук, П. М. (2003). Молекулярна фізика. Львів: Львівський національний університет імені Івана Франка.

Хоха, Ю. В., Любчак, О. В., & Яковенко, М. Б. (2019). Енергія Гіббса утворення компонентів природного газу в осадових товщах. Геологія і геохімія горючих копалин, 2(179), 37–46. https://doi.org/10.15407/ggcm2019.02.037

Храмов, В., & Любчак, О. (2009). Механізм генерації метану в поровому просторі вугілля. Геологія і геохімія горючих копалин, 3–4(148–149), 44–54.

Эттингер, И. Л. (1988). Необъятные запасы и непредсказуемые катастрофы: Твердые растворы газов в недрах Земли. Москва: Наука.

Boelter, D. H. (1969). Physical properties of peats as related to degree of decomposition. Soil Science Society of America Journal, 33(4), 606–609. https://doi.org/10.2136/sssaj1969.03615995003300040033x

Clarkson, C. R., & Bustin, R. M. (1996). Variation in micropore capacity and size distribution with composition in bituminous coal of the Western Canadian Sedimentary Basin: Implications for coalbed methane potential. Fuel, 75(13), 1483–1498. https://doi.org/10.1016/0016-2361(96)00142-1

Clarkson, C. R., & Bustin, R. M. (1999a). The effect of pore structure and gas pressure upon the transport properties of coal: A laboratory and modeling study. 1. Isotherms and pore volume distributions. Fuel, 78(11), 1333–1344. https://doi.org/10.1016/S0016-2361(99)00055-1

Clarkson, C. R., & Bustin, R. M. (1999b). The effect of pore structure and gas pressure upon the transport properties of coal: A laboratory and modeling study. 2. Adsorption rate modeling. Fuel, 78(11), 1345–1362. https://doi.org/10.1016/S0016-2361(99)00056-3

Dziewonski, A. M., & Anderson, D. L. (1981). Preliminary reference Earth model. Physics of the Earth and Planetary Interiors, 25(4), 297–356. https://doi.org/10.1016/0031-9201(81)90046-7

Gan, H., Nandi, S. P., & Walker, P. L. (1972). Nature of the porosity in American coals. Fuel, 51(4), 272–277. https://doi.org/10.1016/0016-2361(72)90003-8

Hasterok, D., & Chapman, D. S. (2011). Heat production and geotherms for the continental lithosphere. Earth and Planetary Science Letters, 307(1–2), 59–70. https://doi.org/10.1016/j.epsl.2011.04.034

Kleimeier, C., Rezanezhad, F., Van Cappellen, P., & Lennartz, B. (2017). Influence of pore structure on solute transport in degraded and undegraded fen peat soils. Mires and Peat, 19, 18. https://doi.org/10.19189/MaP.2017.OMB.282

Li, Y., Liu, W., Song, D., Ren, Z., Wang, H., & Guo, X. (2023). Full-scale pore characteristics in coal and their influence on the adsorption capacity of coalbed methane. Environmental Science and Pollution Research, 30, 72187–72206. https://doi.org/10.1007/s11356-023-27298-2

Liu, D., Qiu, F., Liu, N., Cai, Y., Guo, Y., Zhao, B., & Qiu, Y. (2022). Pore structure characterization and its significance for gas adsorption in coals: A comprehensive review. Unconventional Resources, 2, 139–157. https://doi.org/10.1016/j.uncres.2022.10.002

McCarter, C. P. R., Rezanezhad, F., Quinton, W. L., Gharedaghloo, B., Lennartz, B., Price, J., Connon, R., & Van Cappellen, P. (2020). Pore-scale controls on hydrological and geochemical processes in peat: Implications on interacting processes. Earth-Science Reviews, 207, 103227. https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2020.103227

Nie, B., Liu, X., Yang, L., Meng, J., & Li, X. (2015). Pore structure characterization of different rank coals using gas adsorption and scanning electron microscopy. Fuel, 158, 908–917. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2015.06.050

Pan, J., Wang, K., Hou, Q., Niu, Q., Wang, H., & Ji, Z. (2016). Micro-pores and fractures of coals analysed by field emission scanning electron microscopy and fractal theory. Fuel, 164, 277–285. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2015.10.011

Rezanezhad, F., Price, J. S., & Craig, J. R. (2012). The effects of dual porosity on transport and retardation in peat: A laboratory experiment. Canadian Journal of Soil Science, 92(5), 723–732. https://doi.org/10.4141/cjss2011-050

Rezanezhad, F., Price, J. S., Quinton, W. L., Lennartz, B., Milojevic, T., & Van Cappellen, P. (2016). Structure of peat soils and implications for water storage, flow and solute transport: A review update for geochemists. Chemical Geology, 429, 75–84. https://doi.org/10.1016/j.chemgeo.2016.03.010

Rezanezhad, F., Quinton, W. L., Price, J. S., Elrick, D., Elliot, T. R., & Heck, R. J. (2009). Examining the effect of pore size distribution and shape on flow through unsaturated peat using computed tomography. Hydrology and Earth System Sciences, 13, 1993–2002. https://doi.org/10.5194/hess-13-1993-2009

Sing, K. S. W., Everett, D. H., Haul, R. A. W., Moscou, L., Pierotti, R. A., Rouquerol, J., & Siemieniewska, T. (1985). Reporting physisorption data for gas/solid systems with special reference to the determination of surface area and porosity (Recommendations 1984). Pure and Applied Chemistry, 57(4), 603–619. https://doi.org/10.1351/pac198557040603

Zou, G., She, J., Peng, S., Yin, Q., Liu, H., & Che, Y. (2020). Two-dimensional SEM image-based analysis of coal porosity and its pore structure. International Journal of Coal Science & Technology, 7, 350–361. https://doi.org/10.1007/s40789-020-00301-8

---

Надійшла до редакції: 21.04.2026 р.
Прийнята до друку: 08.05.2026 р.
Опублікована: 29.05.2026 р.

Головна > Архів > № 3–4 (199–200) 2025 > 5–12

---

Geology & Geochemistry of Combustible Minerals No. 3–4 (199–200) 2025, 5–12

https://doi.org/10.15407/ggcm2025.199-200.005

Дмитро ФЕДОРИШИН¹, Олександр ТРУБЕНКО², Сергій ФЕДОРИШИН³, Тарас ЛІНЬКО⁴

^{1, 2, 3} Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, Івано-Франківськ, Україна, e-mail: ¹dmytro.fedoryshyn@nung.edu.ua; ²geotom@nung.edu.ua; ³serhii.fedoryshyn@nung.edu.ua
⁴ АТ «Тисменицягаз», Тисмениця, Україна, e-mail: ⁴taras.lenko-a103-23@nung.edu.ua

---

Анотація

У роботі розглянуто проблематику підвищення ефективності видобутку вуглеводнів із порід-колекторів, сформованих у тонкошаруватих неогенових відкладах Більче-Волицької зони Передкарпатського прогину. Ці колектори характеризуються складною літологічною будовою, низькою проникністю та значною неоднорідністю, що ускладнює процес вилучення нафти і газу. Проаналізовано геологічні, петрофізичні та фільтраційні особливості тонкошаруватих пісковиково-алевролітових товщ, а також чинники, які впливають на продуктивність свердловин.

Ключові слова

гірська порода, поровий простір, пористість, електричний опір, глинистість

Використані літературні джерела

Грицишин, В. І. (1987). Комплексне вивчення колекторів нафтових і газових родовищ Прикарпаття (№ 195/88). ІФІНГ. Івано-Франківськ.

Грицишин, В. І. (2012). Петрофізична характеристика колекторів нафтових і газових родовищ Карпатського регіону і Дніпровсько-Донецької западини. Івано-Франківськ: НТШ, Івано-Франківський осередок.

Нестеренко, М. Ю. (2010). Петрофізичні основи обґрунтування флюїдонасичення порід-колекторів. Київ: УкрДГРІ.

Петкевич, Г. І., Шеремета, О. В., & Притулко, Г. І. (1979). Методика петрофізичного вивчення колекторів нафти і газу, в умовах моделювання пластів. Київ: Наукова думка.

Федишин, В. О. (2005). Низькопористі породи-колектори газу промислового призначення. Київ: УкрДГРІ.

Федоришин, Д. Д., Федоришин, С. Д., Старостін, А. В., & Коваль, Я. М. (2006). Причини низькоомності порід-колекторів та оцінка характеру їх насичення в умовах нафтогазових родовищ України. Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ, 3, 35–40.

---

Головна > Архів > № 3–4 (191–192) 2023 > 31–36

---

Geology & Geochemistry of Combustible Minerals No. 3–4 (191–192) 2023, 31–36

https://doi.org/10.15407/ggcm2023.191-192.031

Дмитро ФЕДОРИШИН¹, Ігор МИХАЙЛОВСЬКИЙ², Сергій ФЕДОРИШИН³, Олександр ТРУБЕНКО⁴

^{1, 3, 4} Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, Івано-Франківськ, Україна
² ТзОВ «БУРПРОЕКТ», Львів, Україна
e-mail: ¹dmytro.fedoryshyn@nung.edu.ua; ²burproekt@ukr.net; ³serhii.fedoryshyn@nung.edu.ua; ⁴geotom@nung.edu.ua

---

Анотація

Метою роботи є оцінка достовірності результатів геолого-геофізичних досліджень складнопобудованих неогенових відкладів електричними методами та розроблення оптимально-достовірних підходів до виділення насичених вуглеводнями порід з оцінкою їхніх колекторських параметрів. Окрім того, встановити фактори, які впливають на неоднозначність геолого-геофізичних заключень у процесі досліджень складнопобудованих літолого-стратиграфічних товщ, що в кінцевому результаті зумовлює пропуск насичених вуглеводнями порід-колекторів. Отримані експериментальні результати досліджень кернового матеріалу, відібраного зі свердловин суміжних газоконденсатних родовищ, дозволили означити основні чинники та параметри, що визначають фільтраційно-ємнісні параметри неогенових відкладів.

Ключові слова

геофізичні дослідження моно- та поліміктових порід-колекторів складної будови, гамма-спектрометрія, літолого-стратиграфічний розріз, глинистість, водонасиченість, пористість, питомий опір

Використані літературні джерела

Заяць, Х. (2013). Глибинна будова надр Західного регіону України на основі сейсмічних досліджень і напрямки пошукових робіт на нафту та газ. Львів: Центр Європи.

Заяць, Х., & Гаврилко, В.  (2007). Порівняльна характеристика геологічної будови та сейсмічної інформації родовищ Лопушна (Україна) та Лонкта (Польща). Геологія та геохімія горючих копалин, 4, 55–62.

Крупський, Ю. (2001). Геодинамічні умови формування і нафтогазоносність Карпатського та Волино-Подільського регіонів України. Київ: УкрДГРІ.

Лазарук, Я., Заяць, Х., & Побігун, І. (2013). Гравітаційний тектогенез Більче-Волицької зони Передкарпатського прогину. Геологія і геохімія горючих копалин, 1–2(162–163), 5–16.

Павлюх, О. (2009). Особливості геологічної будови та формування покладів газу в Зовнішній зоні Передкарпатського прогину. Геологія і геохімія горючих копалин, 3–4(148–149), 31–43. http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/58960

Прокопів, В. Й., & Федоришин, Д. Д. (2003). Оцінка геолого-геофізичних неоднорідностей при дослідженнях складнопобудованих порід-колекторів. Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ, 2(7), 28–34. http://elar.nung.edu.ua/handle/ 123456789/6307

Федишин, В. О. (2005). Низькопористі породи-колектори газу промислового призначення. Київ: УкрДГРІ.

Федоришин, Д. Д. (1999). Теоретико-експериментальні основи петрофізичної та геофізичної діагностики тонкопрошаркових порід-колекторів нафти і газу (на прикладі Карпатської нафтогазоносної провінції) [Дис. д-ра геол. наук]. Львів.

Федоришин, Д. Д., Трубенко, О. М., Федоришин, С. Д., Фтемов, Я. М., & Коваль, Я. М. (2016). Перспективи ядерно-фізичних методів під час виділення газонасичених порід-колекторів складнопобудованих неогенових відкладів. Геодинаміка, 2, 134–143. https://doi.org/10.23939/jgd2016.02.134

Хомин, В., Цьомко, В., Гоптарьова, Н., Броніцька, Н., & Трубенко, А. (2019). Геолого-промислові особливості розкриття та випробування слабопроникних газонасичених відкладів. Вісник Київського національного університету імені Тараса Шевченка. Геологія, 1(84), 42–48. https://doi.org/10.17721/1728-2713.84.06

Catuneanu, O. (2006). Principles of sequence stratigraphy. Amsterdam: Elsevier.

Honarpour, M. M., Nagarajan, N. R., & Sampath, K. (2006). Rock/fluid characterization and their integration – Implications on reservoir management. Journal of Petroleum Technology, 58(9), 120–130. https://doi.org/10.2118/103358-JPT

Larsen, J. K., & Fabricius, I. L. (2004). Interpretation of water saturation above the transitional zone in chalk reservoirs. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 7(2), 155–163. https://doi.org/10.2118/69685-PA

Miall, A. D. (2006). The geology of fluvial deposits. Sedimentory facies, basin analysis, and petroleum geology. Springer.

Tissot, B. P., & Welte, D. H. (1984). Petroleum Formation and Occurrence. Berlin: Springer-Verlag. https://doi.org/10.1007/978-3-642-87813-8

Trubenko, O. M., Fedoryshyn, D. D., Artym, I. V., Fedoryshyn, S. D., & Fedoryshyn, D. S. (2021). Geophysical interpretation methods’ improvement of Bilche-Volytska zone of Pre-carpathian foredeep complex geological cross-sections’ comprehensive research results. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 4(81), 33–40. https://doi.org/10.31471/1993-9973-2021-4(81)-33-40

---