http://dspace.nbuv.gov.ua:80/handle/123456789/51343 Tue, 07 Apr 2026 09:41:55 GMT 2026-04-07T09:41:55Z http://dspace.nbuv.gov.ua:80/bitstream/id/152470/ http://dspace.nbuv.gov.ua:80/handle/123456789/51343 http://dspace.nbuv.gov.ua:80/handle/123456789/95683 Титульні сторінки та зміст Thu, 01 Jan 2009 00:00:00 GMT http://dspace.nbuv.gov.ua:80/handle/123456789/95683 2009-01-01T00:00:00Z http://dspace.nbuv.gov.ua:80/handle/123456789/95622 “Гравитационная томография” – практика, опережающая теорию? Долгаль, А.С.; Шархимуллин, А.Ф. Рассматриваются вопросы, связанные с “гравитационной томографиейˮ - направлением в интерпретации, ориентированным на получение пространственного распределения плотности в изучаемом объеме геологической среды без использования классических методов решения обратных задач гравиметрии. Приводятся примеры алгоритмов и интерпретационных построений. Предпринята попытка рассмотрения “гравитационной томографииˮ с позиций теории обработки геоизображений. Намечены направления дальнейших исследований.; Розглянуто питання, пов язані із “гравітаційною томографієюˮ - напрямом в інтерпретації, орієнтованим на отримання просторового розподілу густини у виучуваному об`ємі геологічного середовища без використання класичних методів розв`язку обернених задач гравіметрії. Наведено приклади алгоритмів та інтерпретаційних побудов. Зроблено спробу розгляду “гравітаційної томографіїˮ з позицій теорії обробки геозображень. Намічено напрями подальших досліджень.; This paper considers a number of questions, connected with “gravitational tomography” – a line in interpretation, aimed at getting space distribution of density in a studied volume of geological environment without using classical inverse problem methods of gravimetry. Examples of algorithms and interpretating schemata are given. An attempt of considering “gravitational tomography” from the positions of geoimage data processing theory is made. Directions of further research are offered. Thu, 01 Jan 2009 00:00:00 GMT http://dspace.nbuv.gov.ua:80/handle/123456789/95622 2009-01-01T00:00:00Z http://dspace.nbuv.gov.ua:80/handle/123456789/95621 Перспективи відкриття крупного родовища вуглеводнів в районі острова Зміїний Кукуруза, В.Д.; Кривошеєв, В.Т.; Іванова, Є.З.; Пекельна, О.В. Острів Зміїний входить до складу структури Кілійсько-Зміїного підняття, в межах якого на поверхню виходять девонські відклади. Згідно з геолого-геофізичними даними, тут знаходиться найпотужніший комплекс палеозойських відкладів, характерних для Переддобрудзького прогину. Наведено геологічні та геоелектричні передумови формування у девонських відкладах крупного нафтогазового родовища. Для прискорення відкриття тут покладів вуглеводнів запропоновано пробурити на о-ві Зміїний параметричну свердловину глибиною 4000 м та провести геофізичні роботи методом електрофізичного прогнозу нафтогазоносності з виявлення контуру нафтогазоносності.; Остров Змеиный входит в структуру Килийско-Змеиного поднятия, в пределах которого на поверхность выходят девонские отложения. Согласно геолого-геофизическим данным, тут развит наиболее мощный комплекс палеозойских отложений, характерных для Преддобруджского прогиба. Приведены геологические и геоэлектрические предпосылки формирования в девонских отложениях крупного нефтегазового месторождения. Для ускорения открытия залежей углеводородов на о-ве Змеиный предлагается пробурить параметрическую скважину глубиной 4000 м и провести геофизические работы методом электрофизического прогноза нефтегазоносности по выявлению контура нефтегазоносности.; The isle of Zmiiny is part of the Kiliysko-Zmiiny uplift structure, within the borders of the uplift the Devonian deposits of the Paleozoic expose. The analysis of geological and geophysical data has shown that the biggest thick complex of Paleozoic deposits characteristic of the Fore-Dobrudzha deep are situated here. Geological and geoelectrical grounds for forming a large oil and gas field in the Devonian deposits are presented. For a more rapid discovery of hydrocarbon deposits here, it is suggested that a parametric well, 4000,0 m. deep, should be drilled on the isle of Zmiiny and a detailed geophysical research by the method of electrophysical prognosis oil and gas deposits with the aim to determine the outline of oil and gas presence should be fulfilled. Thu, 01 Jan 2009 00:00:00 GMT http://dspace.nbuv.gov.ua:80/handle/123456789/95621 2009-01-01T00:00:00Z http://dspace.nbuv.gov.ua:80/handle/123456789/95620 Загальна характеристика петрофізичних властивостей порід донеогенової основи Зовнішньої зони Передкарпатського прогину Куровець, І.М.; Притулка, Г.Й.; Шира, А.І.; Шуфляк, Ю.Є. У результаті комплексних лабораторних досліджень кернового матеріалу вивчено петрофізичні властивості порід донеогенового фундаменту, їхні літолого-фаціальні та структурно-текстурні особливості, встановлено основні геологічні фактори, які визначають їх ємнісно-фільтраційні властивості. Методами математичної статистики проаналізовано петрофізичні параметри зразків мезозойських і палеозойських відкладів. Найбільший діапазон зміни коефіцієнта пористості властивий пісковикам і алевролітам крейди (0,1-28,8 %) та верхньої юри (0,4-24,6 %), а найменший теригенним породам палеозою, які найбільшою мірою зазнали дії катагенетичних процесів. Міжгранулярна пористість карбонатних порід змінюється в межах 0,1-17,3 %. Характерне закономірне зменшення пористості і проникності теригенних порід з глибиною. Для карбонатних порід зміна ємніснофільтраційних параметрів з глибиною менш помітна.; В результате комплексных лабораторных исследований кернового материала изучены петрофизические свойства пород донеогенового фундамента, их литолого-фациальные и структурно-текстурные особенности, установлены главные геологические факторы, которые определяют их емкостно-фильтрационные свойства. Методами математической статистики проанализированы петрофизические параметры образцов пород мезозойских и палеозойских отложений. Максимальный диапазон изменения коэффициента пористости присущ песчаникам и алевролитам мела (0,1-28,8 %) и верхней юры (0,4-24,6 %), а минимальный теригенным породам палеозоя, которые в большей степени подверглись действию катагенетических процессов. Межгранулярная пористость карбонатных пород изменяется в диапазоне 0,1-17,3 %. Характерно закономерное уменьшение пористости и проницаемости терригенных пород с глубиной. Для карбонатных пород изменение емкостнофильтрационных параметров с глубиной менее заметно.; As a result of complex laboratory studies of core material it became possible to investigate petrophysical characteristics of rocks in the Pre-Neogene basement, their lithological-facial and structural-textural features and to establish the main geological factors determining their capacity-filtration properties. Methods of mathematical statistics were used to analyse petrophysical parameters of rock samples from the Mesozoic and Paleozoic deposits. The greatest range of the change in the porosity factor is characteristic of sandstones and aleurolites of the Cretaceous (0,1–28,8 %) and the Upper Jurassic (0,4–24,6 %), and the least one is characteristic of terrigenous rocks of the Paleozoic that underwent the greatest influence of katagenic processes. The intergranular porosity of carbonate rocks becomes changed within the limits of 0,1–17,3 %. A regular decrease in porosity and permeability of terrigenous rocks with depth is typical. For carbonate rocks the change in capacity-filtration parameters with depth is less noticeable. Thu, 01 Jan 2009 00:00:00 GMT http://dspace.nbuv.gov.ua:80/handle/123456789/95620 2009-01-01T00:00:00Z