georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2026.2.12geores-604Research ArticleСТАТЬИRESEARCH ARTICLESОпыт применения технологий цифрового керна для изучения пород-коллекторов Припятского прогибаExperience of Applying Digital Core Technologies to Study Reservoir Rocks of the Pripyat TroughЕрошенкоА. А.EroshenkoA. A.

Анна Алексеевна Ерошенко – начальник Центра исследования и хранения керна

Гомель

Anna A. Eroshenko – Head of the Centre of core treatment, analyses and holding

Gomel

a.eroshenko@beloil.byЛымарьИ. В.LymarI. V.

Игорь Владимирович Лымарь – кандидат тех. наук, заведующий лаборатории исследования керна, Центра исследования и хранения керна

Гомель

Igor V. Lymar – Cand. Sci. (Technical Sciences), Head of the Laboratory Research of Core

Gomel

I.lymar@beloil.byХодьковЕ. Н.KhodkovE. N.

Евгений Николаевич Ходьков – ведущий инженер-технолог лаборатории исследования керна, Центра исследования и хранения керна

Гомель

Eugeny N. Khodkov – Lead Engineer of the Laboratory Research of Core

Gomel

e.hodkov@beloil.byБелорусский научно-исследовательский и проектный институт нефти республиканского унитарного предприятия «Производственное объединение «Белоруснефть»БеларусьBelarusian Scientific Research and Design Institute of Oil BelNIPIneft Republican Unitary Enterprise Production Association “Belorusneft”Belarus202623062026282119132Copyright © Ерошенко А.А., Лымарь И.В., Ходьков Е.Н., 20262026Ерошенко А.А., Лымарь И.В., Ходьков Е.Н.Eroshenko A.A., Lymar I.V., Khodkov E.N.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/604

Настоящая статья посвящена изучению пород-коллекторов Припятского прогиба с использованием технологии цифрового керна. Приведены данные о применяемом оборудовании, методиках проведения исследований, верификации полученных результатов, а также опыт практического использования цифровых моделей керна применительно к пластам-коллекторам нефтяных месторождений республики Беларусь. Представлена разработанная методика цифрового анализа кернового материала, паспорт-планшет, результаты масштабирования цифровых моделей керна. Кратко приведены примеры практического применения цифровых моделей пород-коллекторов различного типа (терригенные и карбонатные): при гидродинамическом моделировании разработки залежи, представленной терригенными отложениями, и при проведении исследований по определению распределения остаточной нефтенасыщенности после заводнения в карбонатных коллекторах.

This paper systematizes the results achieved by BelNIPIneft specialists in the application of digital core technologies to the study of reservoir rocks in the Pripyat Trough. It presents information on the equipment used, research methods, and verification of the obtained results, as well as practical experience in the application of tomographic research results and digital core models to reservoir formations at oil fields in the Republic of Belarus. The paper presents the developed method for digital core analysis, a data sheet, and the results of scaling the number of digital core models to expand the representative range of reservoir properties. The paper briefly describes the results of using digital rock models in hydrodynamic modeling of reservoir development represented by terrigenous sediments and studies to determine the distribution of residual oil saturation after waterflooding in carbonate reservoirs at oil fields in the Republic of Belarus.

цифровой анализ кернарентгеновская компьютерная томографияфильтрационно-емкостные свойствацифровая модель кернаметоды увеличения нефтеотдачиdigital core analysisX-ray computed tomographyporosity and permeabilitydigital rock modelsenhanced oil recoveryReferencesАлександров В.М., Закиров Н.Н., Мулявин С.Ф. и др. (2024). Новые аспекты применения микротомографии керна. Нефтегазовое дело, 22(5), с. 30–47. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-5-30-47Aleksandrov V.M., Zakirov N.N., Mulyavin S.F., et al. (2024). New aspects of core microtomography application. Neftegazovoe delo, 22(5), pp. 30–47. (In Russ.) https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-5-30-47Белозеров И.П., Губайдуллин М.Г. (2020). О концепции технологии определения фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов на цифровой модели керна. Записки Горного института, 244, 402–407. https://doi.org/10.31897/pmi.2020.4.2Alizadeh S.M., Latham S., Middleton J., Senden T. & Arns C.H. (2015). An Analysis of Sleeve Effects for Petrophysical Measurements using Digital Core Analysis. International Petroleum Technology Conference. https://doi.org/10.2523/iptc-18378-msГерке К.М., Корост Д.В., Карсанина М.В., Корост С.Р., Васильев Р.В., Лаврухин Е.В., Гафурова Д.Р. (2021). Изучение и анализ современных подходов к построению цифровых моделей керна и методов моделирования многофазной фильтрации в масштабах порового пространства. Георесурсы, 23(2), с. 197–213. https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.20Arns C.H., Knackstedt M.A., Pinczewski W.V. & Garboczi E.J. (2002). Computation of linear elastic properties from microtomographic images: Methodology and agreement between theory and experiment. Geophysics 67(5), pp. 1396–1405. https://doi.org/10.1190/1.1512785Гильманов Я.И., Патраков Д.П., Вахрушева И.А. (2015). Цифровой керн – новое направление петрофизических исследований керна. Современное состояние в России и мире. Сборник тезисов V научно-практической конференции «Суперкомпьютерные технологии в нефтегазовой отрасли. Математические методы, программное и аппаратное обеспечение». Москва, НОЦ «Нефтегазовый центр МГУ».Avdonin A., Ebadi M. & Krutko V. (2021). Application of High-Contrast µCT and FIB-SEM for the Improvement in the Permeability Prediction of Tight Rock Samples. SPE Russian Petroleum Technology Conference. https://doi.org/10.2118/206588-msЛазеев А.Н., Тимашев Э.О., Вахрушева И.А., Серкин М.Ф., Гильманов Я.И. (2018). Цифровой керн – текущее состояние и перспективы развития технологии в ПАО «НК «Роснефть». Нефтяное хозяйство. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-11-18-22Belozerov I.P., Gubaydullin M.G. (2020). On the concept of technology for determining the filtration-capacitive properties of terrigenous reservoirs using a digital core model. Journal of Mining Institute, 244, pp. 402–407. (In Russ.) https://doi.org/10.31897/pmi.2020.4.2Лымарь И.В., Ерошенко А.А., Ходьков Е.Н., Цагельник А.А., Гапоненко С.О. (2024). Исследования распределения остаточной нефтенасыщенности после заводнения в карбонатных коллекторах нефтяных месторождений Республики Беларусь с использованием современных методов цифровизации кернового материала. Нефтяник Полесья: научно-практический журнал, 2, с. 88–93.Gerke K.M., Korost D.V., Karsanina M.V., Korost S.R., Vasiliev R.V., Lavrukhin E.V., Gafurova D.R. (2021). Study and analysis of modern approaches to constructing digital core models and methods for modeling multiphase filtration at the pore space scale. Georesursy = Georesources, 23(2), pp. 197–213. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.20Морозов В.В., Мельников С.И., Идрисова С.А., Савельев О.Ю., Серебрянская А.У., Билинчук А.В., Загребельный Е.В. (2020). Опыт применения технологии «Цифровой анализ керна» на месторождении «Саркала». PRO нефть, с. 65–70. DOI: 10.7868/S258773992003009XGilmanov Ya.I., Patrakov D.P., Vakhrusheva I.A. (2015). Digital core – a new direction in petrophysical core studies. Status in Russia and worldwide. Proc. conference “Supercomputer technologies in the oil and gas industry. Mathematical methods, software and hardware”. Moscow, Scientific and Educational Center “Oil and Gas Center of Moscow State University”. (In Russ.)Орлов Д.М., Алексеев В.В., Пиманов В.О., Муравлева Е.А., Коротеев Д.А. (2022). Многомасштабная модель цифрового керна для сложнопостроенных карбонатных коллекторов. Вести газовой науки, (1), с. 138–147.Demianov A., Dinariev O., Evseev N. (2011). Density functional modelling in multiphase compositional hydrodynamics. The Canadian Journal of Chemical Engineering, 89(2), pp. 206–226. https://doi.org/10.1002/cjce.20457Пономарев А.А., Заватский М.Д., Нуруллина Т.С., Кадыров М.А., Галинский К.А., Тугушев О.А. (2021). Применение рентгеновской микротомографии керна в нефтепромысловой геологии. Георесурсы, 23(4), с. 34–43. https://doi.org/10.18599/grs.2021.4.4Kalam M.Z. (2012). Digital Rock Physics for Fast and Accurate Special Core Analysis in Carbonates. New Technologies in Oil and Gas Industry, Chapter 9, pp. 201–226. https://doi.org/10.5772/52949Степанов С.В., Патраков Д.П., Васильев В.В. и др. (2018). Цифровой анализ керна: проблемы и перспективы. Нефтяное хозяйство. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-2-18-22Khimulia V. (2024). Application of Digital Core Analysis Technology to Study Filtration-Capacity Properties and Structure of Highly Permeable Rocks of Underground Gas Storage Facilities. Russian Journal of Earth Sciences, pp. 1–15. https://doi.org/10.2205/2024es000928Шкловер В.Я., Артемов Н.А., Марясев И.Г., Дорошенко А.А., Карымов Я.О. (2020). Опыт создания базы данных по изучению микро– и нанометрового пустотного пространства коллекторов в технологии «Цифровой керн». Материалы международного научно-технического семинара «Информационные системы и технологии в геологии и нефтегазодобыче», с. 31–43.Korobkov D., Goncharov A. (2014). Reservoir properties of conventional rock: routine measurements on mini-plugs. Paper presented at the International Symposium of the Society of Core Analysts, Avignon, France, 8-11 September. https://jgmaas.com/SCA/2014/SCA2014-081.pdfAlizadeh S.M., Latham S., Middleton J., Senden T. & Arns C.H. (2015). An Analysis of Sleeve Effects for Petrophysical Measurements using Digital Core Analysis. International Petroleum Technology Conference. https://doi.org/10.2523/iptc-18378-msLazeev A.N., Timashev E.O., Vakhrusheva I.A., Serkin M.F., Gil’manov Ya.I. (2018). Digital core – current state and prospects for technology development at PJSC NK Rosneft. Oil industry. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-11-18-22. (In Russ.)Arns C.H., Knackstedt M.A., Pinczewski W.V. & Garboczi E.J. (2002). Computation of linear elastic properties from microtomographic images: Methodology and agreement between theory and experiment. Geophysics 67(5), pp. 1396–1405. https://doi.org/10.1190/1.1512785Lymar I. V., Eroshenko A. A., Khodkov E.N., Tsagelnik A.A., Gaponenko S.O. (2024). Research of residual oil saturation distribution after waterflooding in carbonate reservoirs of oil fields of the Republic of Belarus using modern methods of core material digitalization. Neftyanik Polesia: scientific and practical journal, 2, pp. 88–93. (In Russ.)Avdonin A., Ebadi M. & Krutko V. (2021). Application of High-Contrast µCT and FIB-SEM for the Improvement in the Permeability Prediction of Tight Rock Samples. SPE Russian Petroleum Technology Conference. https://doi.org/10.2118/206588-msMavko G., Murkerji T., Dvorkin J. (2009). The Rock Physics Handbook: Tools for Seismic Analysis of Porous Media. Second edition. Cambridge University Press. p 524. https://doi.org/10.1017/CBO9780511626753Demianov A., Dinariev O., Evseev N. (2011). Density functional modelling in multiphase compositional hydrodynamics. The Canadian Journal of Chemical Engineering, 89(2), pp. 206–226. https://doi.org/10.1002/cjce.20457McGaughey, J. (2007). Geological Models, Rock Properties, and the 3D Inversion of Geophysical Data. In «Proceedings of Exploration 07: Fifth Decennial International Conference on Mineral Exploration». Ed. B. Milkereit, pp. 473–483.Kalam M.Z. (2012). Digital Rock Physics for Fast and Accurate Special Core Analysis in Carbonates. New Technologies in Oil and Gas Industry, Chapter 9, pp. 201–226. https://doi.org/10.5772/52949Mohammadmoradi P., Kantzas A. (2016). Petro-physical Characterization of Porous Media Starting from Micro-tomographic Images. Advances in Water Resources, 94, pp. 200–216. DOI: 10.1016/j.advwatres.2016.05.009Khimulia V. (2024). Application of Digital Core Analysis Technology to Study Filtration-Capacity Properties and Structure of Highly Permeable Rocks of Underground Gas Storage Facilities. Russian Journal of Earth Sciences, pp. 1–15. https://doi.org/10.2205/2024es000928Morozov V.V., Melnikov S.I., Idrisova S.A., Savelyev O.Yu., Serebryanskaya A.U., Bilinchuk A.V., Zagrebelny E.V. (2020). Experience in applying the Digital Core Analysis technology at the Sarkala field. PRO neft, pp. 65–70. (In Russ.) DOI: 10.7868/S258773992003009XKorobkov D., Goncharov A. (2014). Reservoir properties of conventional rock: routine measurements on mini-plugs. Paper presented at the International Symposium of the Society of Core Analysts, Avignon, France, 8-11 September. https://jgmaas.com/SCA/2014/SCA2014-081.pdfOrlov D.M., Alekseev V.V., Pimanov V.O., Muravleva E.A., Koroteev D.A. (2022). Multiscale digital core model for complex carbonate reservoirs. Vesti gazovoy nauki, (1), pp. 138–147. (In Russ.)Mavko G., Murkerji T., Dvorkin J. (2009). The Rock Physics Handbook: Tools for Seismic Analysis of Porous Media. Second edition. Cambridge University Press. p 524. https://doi.org/10.1017/CBO9780511626753Ponomarev A.A., Zavatsky M.D., Nurullina T.S., Kadyrov M.A., Galinsky K.A., Tugushev O.A. (2021). Application of X-ray microtomography of core in oilfield geology. Georesursy = Georesources, 23(4), pp. 34–43. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.2021.4.4McGaughey, J. (2007). Geological Models, Rock Properties, and the 3D Inversion of Geophysical Data. In «Proceedings of Exploration 07: Fifth Decennial International Conference on Mineral Exploration». Ed. B. Milkereit, pp. 473–483.Stepanov S.V., Patrakov D.P., Vasiliev V.V. et al. (2018). Problems and possibilities of digital core analysis. Neftyanoe khozyaystvo = Oil industry. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-2-18-22Mohammadmoradi P., Kantzas A. (2016). Petro-physical Characterization of Porous Media Starting from Micro-tomographic Images. Advances in Water Resources, 94, pp. 200–216. DOI: 10.1016/j.advwatres.2016.05.009Shklover V.Y., Artemov N.A., Maryasev I.G., Doroshenko A.A., Karymov Ya.O. (2020). Experience in creating a database for studying the micro– and nanometer-scale void space of reservoirs using the “Digital Core” technology. Proc. seminar “Information systems and technologies in geology and oil and gas production”. (In Russ.)Yakimchuk I., Evseev N., Korobkov D., Dinariev O., Ridzel O., Khan V., Semkov V., Zhonin A. & Kravets D. (2020). Digital Core Analysis – Innovative Approach for EOR Agent Screening at Pore-Scale for Achimov Rocks. SPE Russian Petroleum Technology Conference. https://doi.org/10.2118/202015-MSYakimchuk I., Evseev N., Korobkov D., Dinariev O., Ridzel O., Khan V., Semkov V., Zhonin A. & Kravets D. (2020). Digital Core Analysis – Innovative Approach for EOR Agent Screening at Pore-Scale for Achimov Rocks. SPE Russian Petroleum Technology Conference. https://doi.org/10.2118/202015-MSYakimchuk I., Evseev N., Korobkov D., Varfolomeev I., Dinariev O., Khan V., Koroteev D., Orlov D., Muravleva E., Belozerov B., Krutko V. & Kondratev A. (2019). Permeability and Porosity Study of Achimov Formation Using Digital Core Analysis. SPE Russian Petroleum Technology Conference, D033S025R007. https://doi.org/10.2118/196928-MSYakimchuk I., Evseev N., Korobkov D., Varfolomeev I., Dinariev O., Khan V., Koroteev D., Orlov D., Muravleva E., Belozerov B., Krutko V. & Kondratev A. (2019). Permeability and Porosity Study of Achimov Formation Using Digital Core Analysis. SPE Russian Petroleum Technology Conference, D033S025R007. https://doi.org/10.2118/196928-MSYakimchuk I., Korobkov D., Pletneva V., Ridzel O., Varfolomeev I., Reimers I., Safonov I., Evseev N., Dinariev O., Denisenko A., Samokhvalov A., Khan V., Kusov A., Tyurin E., Korolev A., Sitdikov R., Maksimov E., Loznyuk O. (2021). Study of Reservoir Properties of Turonian Formation Using Digital Core Analysis. Paper presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference. https://doi.org/10.2118/206584-MSYakimchuk I., Korobkov D., Pletneva V., Ridzel O., Varfolomeev I., Reimers I., Safonov I., Evseev N., Dinariev O., Denisenko A., Samokhvalov A., Khan V., Kusov A., Tyurin E., Korolev A., Sitdikov R., Maksimov E., Loznyuk O. (2021). Study of Reservoir Properties of Turonian Formation Using Digital Core Analysis. Paper presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference. https://doi.org/10.2118/206584-MSWeerakone W.M.S.B., Wong R.C.K. and Kantzas A. (2012). Morphological Characterization of Induced Fracture in Sandstone Using X-ray Computed Tomography Scanning. Geotechnical Testing Journal, 35(03), pp. 460–469. DOI: 10.1520/GTJ103426; ISSN: 0149-6115Weerakone W.M.S.B., Wong R.C.K. and Kantzas A. (2012). Morphological Characterization of Induced Fracture in Sandstone Using X-ray Computed Tomography Scanning. Geotechnical Testing Journal, 35(03), pp. 460–469. DOI: 10.1520/GTJ103426; ISSN: 0149-6115Zheng Y., Yin X. & Zong Z. (2016). The equivalence between digital core and rock physics model for pure sandstones and shaly sandstones. SEG Technical Program Expanded Abstracts, pp. 3322–3326. https://doi.org/10.1190/segam2016-13819488.1Zheng Y., Yin X. & Zong Z. (2016). The equivalence between digital core and rock physics model for pure sandstones and shaly sandstones. SEG Technical Program Expanded Abstracts, pp. 3322–3326. https://doi.org/10.1190/segam2016-13819488.1

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