georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2022.4.10geores-103Research ArticleГЕОХИМИЧЕСКИЕ И ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯGEOCHEMICAL AND GEOPHYSICAL STUDIESПрогноз распространения зон выщелачивания в карбонатных коллекторахPrognosis of leaching zones distribution in carbonate reservoirsЧистяковА. А.TchistiakovA. A.

Алексей Андреевич Чистяков – профессор, Центр добычи углеводородов

121205, Москва, ул. Сикорского, д. 11

Alexei A. Tchistiakov – Professor, Center for Hydrocarbon Recovery

Sikorsky str., 11, Moscow, 121205

A.Tchistiakov@skoltech.ruЗудинаК. О.ZudinaK. O.

Ксения Олеговна Зудина – аспирант

121205, Москва, ул. Сикорского, д. 11

Kseniia O. Zudina – Postgraduate Student

Sikorsky str., 11, Moscow, 121205

ДавлетшинаА. Р.DavletshinaA. R.

Айгуль Рамилевна Давлетшина – магистрант

121205, Москва, ул. Сикорского, д. 11

Aigul R. Davletshina – Graduate Student

Sikorsky str., 11, Moscow, 121205

ШвалюкЕ. В.ShvalyukE. V.

Елизавета Викторовна Швалюк – аспирант

121205, Москва, ул. Сикорского, д. 11

Elizaveta V. Shvalyuk – Postgraduate Student, Center for Hydrocarbon Recovery

Sikorsky str., 11, Moscow, 121205

БарановВ. Е.BaranovV. E.

Виталий Евгеньевич Баранов – руководитель направления управления геологии НТЦ

127422, Москва, Дмитровский проезд, д.10

Vitaly E. Baranov – Head of the Department of Geology, Scientific and Technical Center

Dmitrovsky proezd, 11, Moscow, 127422

Сколковский институт науки и технологийРоссияSkolkovo Institute of Science and TechnologyRussian FederationАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова»РоссияVNIIneftRussian Federation202213042024244117125Copyright © Чистяков А.А., Зудина К.О., Давлетшина А.Р., Швалюк Е.В., Баранов В.Е., 20242024Чистяков А.А., Зудина К.О., Давлетшина А.Р., Швалюк Е.В., Баранов В.Е.Tchistiakov A.A., Zudina K.O., Davletshina A.R., Shvalyuk E.V., Baranov V.E.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/103

Предлагаемая методика прогноза пространственного распространения зон выщелачивания в карбонатных коллекторах включает комплексную интерпретацию данных электрических микроимиджеров (Formation MicroImager – FMI), а также других геофизических исследований скважин (ГИС) совместно с анализом литофациальных обстановок и выделяемых циклов осадконакопления.На основании сопоставления данных FMI с результатами литологических и петрофизических исследований керна разработан атлас имиджей диагенетической пористости карбонатных отложений месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. При выделении типов пор использовалась международная классификация пористости карбонатных пород P.W. Choquette и L.C. Pray. С использованием разработанного атласа по данным FMI выделены и классифицированы зоны карстификации в опорных скважинах. В скважинах, где проводились только стандартные ГИС, зоны карстификации выделялись методом машинного обучения с использованием дерева решений.Седиментологический и секвенс-стратиграфический анализы позволили выделить циклы осадконакопления и провести корреляцию основных литофаций в пределах изучаемого объекта. Установлено, что микробиальные и отмельные фации формируют наиболее продуктивную часть резервуара. Эти фации с изначально высокой первичной пористостью были подвержены наиболее интенсивной карстификации вдоль секвенс-стратиграфических границ в результате выхода пород на поверхность.Установленные взаимосвязи между зонами выщелачивания, литофациями и секвенс-стратиграфическими границами позволили провести межскважинную корреляцию карстифицированных интервалов. Полученная корреляция будет в дальнейшем использована для построения концептуальных карт распространения зон выщелачивания, которые послужат основой для геологического моделирования.

The proposed method of predicting spatial distribution of leaching zones in carbonate reservoirs includes integrated interpretation of well logging data, including electrical microimages (Formation MicroImager – FMI), together with analysis of lithofacies within depositional cycles. Based on the comparison of FMI data with results of lithological and petrophysical studies of the core, an atlas of diagenetic porosity images for the studied formation was developed. Choquette and Pray international classification was used for pore typing. Applying the developed atlas to FMI logs, karstification zones were identified and classified in reference wells. In wells, where only standard well loggings was performed, karstification zones were identified using a developed decision tree. Sedimentological and sequence stratigraphic analysis made it possible to identify sedimentation cycles and to correlate the main lithofacies within the target reservoir. It was established that microbial and shallow facies form the most productive part of the reservoir. These facies with initially high primary porosity were subjected to the most intensive karstification along sequence stratigraphic boundaries due to subaerial exposure. The established relationships between leaching zones, lithofacies, and sequence-stratigraphic boundaries made it possible to carry out inter-well correlation of karstified intervals. The correlation will allow construction of leaching zones maps, that will be further applied for geological modeling.

карбонатный резервуардиагенезвторичная пористостьвыщелачиваниекарстификациягеофизические исследования скважинFormation MicroImagerдерево решенийcarbonate reservoirdiagenesissecondary porosityleaching zoneskarstificationwell loggingFMIdecision treeРабота выполнена при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации по соглашению № 075-10-2022-011 в рамках программы развития НЦМУ «Рациональное освоение запасов жидких углеводородов планеты».This work was supported by the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation under agreement No. 075-10- 2022-011 within the framework of the development program for a world-class Research Center “Efficient development of the global liquid hydrocarbon reserves”.ReferencesЖемчугова В.А. (2014). Резервуарная седиментология карбонатных отложений. Москва: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 232 с.Aghli G., Moussavi-Harami R., Mohammadian R. (2020). Reservoir heterogeneity and fracture parameter determination using electrical image logs and petrophysical data (a case study, carbonate Asmari Formation, Zagros Basin, SW Iran). Petroleum Science, 17, pp. 51–69. https://doi.org/10.1007/s12182-019-00413-0Кузнецов В.Г. (1992). Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений. Москва: Недра, 240 с.Catuneanu O. (2017). Sequence Stratigraphy: Guidelines for a Standard Methodology. Stratigraphy and Timescales, 2, pp. 2–57. https://doi.org/10.1016/bs.sats.2017.07.003Кузнецов В.Г. (2003) Эволюция карбонатонакопления в истории Земли. Москва: ГЕОС, 262 с.Catuneanu O. (2020). Sequence stratigraphy. Regional Geology and Tectonics: Principles of Geologic Analysis, pp. 605–686. https://doi.org/10.1016/B978-0-444-64134-2.00021-3Фролов В.Т. (1992) Литология. Москва: Изд. МГУ, 336 с.Choquette, P.W., Pray, Ll.C. (1970). Geologic Nomenclature and Classification of Proposity in Sedimentary Carbonates. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 54(2), pp. 207–250. doi: 10.1306/5d25c98b-16c1-11d7-8645000102c1865dAghli G., Moussavi-Harami R., Mohammadian R. (2020). Reservoir heterogeneity and fracture parameter determination using electrical image logs and petrophysical data (a case study, carbonate Asmari Formation, Zagros Basin, SW Iran). Petroleum Science, 17, pp. 51–69. https://doi.org/10.1007/s12182-019-00413-0Coe A. (2003). The Sedimentary Record of Sea-Level Change. The Open University, 279 p.Catuneanu O. (2017). Sequence Stratigraphy: Guidelines for a Standard Methodology. Stratigraphy and Timescales, 2, pp. 2–57. https://doi.org/10.1016/bs.sats.2017.07.003Frolov V.T. (1992). Lithology. Moscow: MSU Publ., 336 p. (In Russ.)Catuneanu O. (2020). Sequence stratigraphy. Regional Geology and Tectonics: Principles of Geologic Analysis, pp. 605–686. https://doi.org/10.1016/B978-0-444-64134-2.00021-3Kharitontseva P., Gardiner A., Tugarova M., Chernov D., Maksimova E., Churochkin I., Rukavishnikov V. (2021). An integrated approach for formation micro-image rock typing based on petrography data: A case study in shallow marine carbonate. Geosciences (Switzerland), 11, 235 p. https://doi.org/10.3390/geosciences11060235Choquette, P.W., Pray, Ll.C. (1970). Geologic Nomenclature and Classification of Proposity in Sedimentary Carbonates. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 54(2), pp. 207–250. doi: 10.1306/5d25c98b-16c1-11d7-8645000102c1865dKuznetsov V.G. (1992). Natural reservoirs of oil and gas carbonate deposits. Moscow: Nedra, 240 p. (In Russ.)Coe A. (2003). The Sedimentary Record of Sea-Level Change. The Open University, 279 p.Kuznetsov V.G. (2003). Evolution of carbonate accumulation in the history of the Earth. Moscow: GEOS, 262 p. (In Russ.)Kharitontseva P., Gardiner A., Tugarova M., Chernov D., Maksimova E., Churochkin I., Rukavishnikov V. (2021). An integrated approach for formation micro-image rock typing based on petrography data: A case study in shallow marine carbonate. Geosciences (Switzerland), 11, 235 p. https://doi.org/10.3390/geosciences11060235Mazzullo S.J. (2004). Overview of Porosity Evolution in Carbonate Reservoirs. Search and Discovery Article. http://www.kgslibrary.com/bulletins/bulletins.htmMazzullo S.J. (2004). Overview of Porosity Evolution in Carbonate Reservoirs. Search and Discovery Article. http://www.kgslibrary.com/bulletins/bulletins.htmMoore C.H. (1989). Carbonate diagenesis and porosity. Developments in Sedimentology, Vol. 46. Elsevier, Amsterdam. https://doi.org/10.1016/0920-4105(92)90066-AMoore C.H. (1989). Carbonate diagenesis and porosity. Developments in Sedimentology, Vol. 46. Elsevier, Amsterdam. https://doi.org/10.1016/0920-4105(92)90066-AMoore C.H. (2004). Carbonate Reservoirs. Porosity Evolution and Diagenesis in a Sequence Stratigraphic Framework. Elsevier, 444 p.Moore C.H. (2004). Carbonate Reservoirs. Porosity Evolution and Diagenesis in a Sequence Stratigraphic Framework. Elsevier, 444 p.Moore C.H., Wade W.J. (2013). Carbonate Reservoirs. Porosity and Diagenesis in a Sequence Stratigraphic Framework. Elsevier , v. 67, 392 p. https://doi.org/10.1016/B978-0-444-53831-4.00011-2Moore C.H., Wade W.J. (2013). Carbonate Reservoirs. Porosity and Diagenesis in a Sequence Stratigraphic Framework. Elsevier , v. 67, 392 p. https://doi.org/10.1016/B978-0-444-53831-4.00011-2Morad S., Ketzer J.M., de Ros L.F. (2013). Linking Diagenesis to Sequence Stratigraphy: An Integrated Tool for Understanding and Predicting Reservoir Quality Distribution. In: Linking Diagenesis to Sequence Stratigraphy, pp. 1–36. https://doi.org/10.1002/9781118485347.ch1Morad S., Ketzer J.M., de Ros L.F. (2013). Linking Diagenesis to Sequence Stratigraphy: An Integrated Tool for Understanding and Predicting Reservoir Quality Distribution. In: Linking Diagenesis to Sequence Stratigraphy, pp. 1–36. https://doi.org/10.1002/9781118485347.ch1Nader F.H. (2017). Multi-scale Quantitative Diagenesis and Impacts on Heterogeneity of Carbonate Reservoir Rocks. Springer, 146 p. https://doi.org/10.1007/978-3-319-46445-9Nader F.H. (2017). Multi-scale Quantitative Diagenesis and Impacts on Heterogeneity of Carbonate Reservoir Rocks. Springer, 146 p. https://doi.org/10.1007/978-3-319-46445-9Neillo V., Pauget L., Neumann C. (2014). Integrated workflow to tackle heterogeneous karst dominated reservoirs: Kharyaga example. SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition. Moscow, pp. 491–503. https://doi.org/10.2118/171204-RUNeillo V., Pauget L., Neumann C. (2014). Integrated workflow to tackle heterogeneous karst dominated reservoirs: Kharyaga example. SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition. Moscow, pp. 491–503. https://doi.org/10.2118/171204-RUNewberry B.M, Grace L.M., Stief D.D. (1996). Analysis of Carbonate Dual Porosity Systems from Borehole Electrical Images. Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference. Midland, Texas. https://doi.org/10.2118/35158-MSNewberry B.M, Grace L.M., Stief D.D. (1996). Analysis of Carbonate Dual Porosity Systems from Borehole Electrical Images. Permian Basin Oil and Gas Recovery Conf. Midland, Texas. https://doi.org/10.2118/35158-MSShchukina N., Neumann C., Nely G., Spina V., Debroux J-L. (2013). Geosciences and Reservoir Integration – Key to Better Predict Behavior Of Complex Fractured And Karstified Kharyaga Field. SPE Arctic and Extreme Environments Technical Conference and Exhibition. Moscow.https://doi.org/10.2118/166823-RUShchukina N., Neumann C., Nely G., Spina V., Debroux J-L. (2013). Geosciences and Reservoir Integration – Key to Better Predict Behavior Of Complex Fractured And Karstified Kharyaga Field. SPE Arctic and Extreme Environments Tech. Conf. and Exhib. Moscow.https://doi.org/10.2118/166823-RUTucker M.E., Wright V.P., Dickson J.A.D. (1990). Carbonate sedimentology. Blackwell Scientific Publications, 482 p. https://doi.org/10.1002/9781444314175Tucker M.E., Wright V.P., Dickson J.A.D. (1990). Carbonate sedimentology. Blackwell Sci. Publ., 482 p. https://doi.org/10.1002/9781444314175Vincent B., Witkowski F., Horbury A., Chistyakov A., Koloskov V. (2019). Depositional and diagenetic controls of carbonate reservoir property distribution in a SuperGiant reservoir, SE Iraq. First EAGE Reservoir Characterization and Modelling Workflows for Giant Carbonate Field Developments of the Middle East. United Arab Emirates. https://doi.org/10.3997/2214-4609.201900187Vincent B., Witkowski F., Horbury A., Chistyakov A., Koloskov V. (2019). Depositional and diagenetic controls of carbonate reservoir property distribution in a SuperGiant reservoir, SE Iraq. First EAGE Reservoir Characterization and Modelling Workflows for Giant Carbonate Field Developments of the Middle East. United Arab Emirates. https://doi.org/10.3997/2214-4609.201900187Zeghlache M.L., Akbar M. (2015). PaHigh Resolution Image Log and Leached Porosity Analysis in Complex Carbonate Reservoirs. EUROPEC. Spain. https://doi.org/10.2118/174306-MSZeghlache M.L., Akbar M. (2015). PaHigh Resolution Image Log and Leached Porosity Analysis in Complex Carbonate Reservoirs. EUROPEC. Spain. https://doi.org/10.2118/174306-MSZhemchugova V.A. (2014). Reservoir sedimentology of carbonate deposits. Moscow: EAGE Geomodel, 232 p. (In Russ.)

The authors declare that there are no conflicts of interest present.