ИСТИНА

Изобретение относится к способам и методам петрофизических и геохимических исследований коллекции керна нетрадиционного резервуара юрской высокоуглеродистой формации (ЮВУФ) и может быть использовано при определении линейных ресурсов нефти и газа, технически извлекаемых из ЮВУФ, с учетом их различной степени связанности с матрицей породы и заполнения сообщающихся и/или нс сообщающихся пор. Технический результат, достигаемый при использовании заявляемого способа, заключается в обеспечении возможности достоверной оценки линейных ресурсов углеводородов, нефти и газа, в частности, которые можно технически извлечь из ЮВУФ при сокращении времени на проведение оценочных исследований за счет выделения и объединения пород со сходными значениями пористости и пиролитическими параметрами в единый ПГХТ. Поставленная задача решается тем, что способ определения линейных ресурсов (q [т/м2]) углеводородов (УВ), потенциально способных к извлечению из пород юрской высокоуглсродистой формации (ЮВУФ), включает следующие последовательно выполняемые этапы: отбор заготовок из колонки керна; разделение каждой отобранной заготовки на пять образцов №1, №2, №3, №4, №5, при этом на каждом полученном образце №1 измеряют пористость породы (Кп.дин) газоволюмстричсским методом, на каждом полученном образце №2 проводят пиролитические исследования с определением следующих параметров: S|2 [мг углеводородов УВ/г породы], S22 [мг УВ/г породы], на каждом полученном образце №3 последовательно проводят экстракцию органическим растворителем (ОР) и пиролитические исследования нроэкстрагированного образца с определением следующих параметров: S(3 [мг УВ/г породы], S23 [мг УВ/г породы], ТОСЗ [вес. %]; получение модели колонки керна с разделением на интервалы, характеризующие отдельные петрогеохимические типы (ПГХТ) пород, для чего строят диаграммы зависимости параметров Кп.дин, S|2, S22, S|3, S23, ТОСЗ от глубины извлечения заготовок керна, выявление интервалов, характеризующихся значениями Кп.дин и/или пиролитических параметров S|2, S22, S|3, S23. ТОСЗ, находящимися в пределах погрешности метода аппроксимации. и объединение их в один ПГХТ с определением суммарной мощности каждого £* С где ь* - мощность k-го интервала, отнесенного к п-му ПГХТ пород; определение содержания свободно подвижных углеводородов, находящихся в открытых порах (СП У В ОП), посредством усреднения всех значений Кп.дин по каждому ПГХТ и умножением на значение плотности нефти в пластовых условиях; отбор для каждого ПГХТ породы нс менее одного комплекта из образцов №1, №4 или №5 из одной заготовки с последующим определением содержания для каждого комплекта: свободно-неподвижных углеводородов, находящихся в запечатанном виде в открытых порах (СН УВ ОП), сорбированных углеводородов, находящихся в открытых порах (СОРБ У В ОП). свободно-неподвижных углеводородов, находящихся в закрытых порах (СН У В ЗП), сорбированных углеводородов, находящихся в закрытых порах (СОРБ УВ ЗП). углеводородов, потенциально извлекаемых из керогена (УВ К); определение содержания углеводородов: СОРБ У В ОП. СН У В ОП, СОРБ УВ ЗП, СН УВ ЗП, УВ К. по каждому выделенному ПГХТ породы с последующим определением значений линейных ресурсов (q), приходящихся на скважину, посредством умножения полученных соответствующих содержаний У В на мощность соответствующего ПГХТ и последующего суммирования полученных значений. 3 з.п. ф-лы. 8 табл., 10 ил.