Петрофизическая модель пласта D3fr франского яруса c трудноизвлекаемыми запасами в разрезе Прикаспийского бассейна Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

НАУКИ О ЗЕМЛЕ

УДК 550.8.053 DOI: 10.24411/1728-5283-2020-10301

ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПЛАСТА D3FR ФРАНСКОГО ЯРУСА C ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ В РАЗРЕЗЕ ПРИКАСПИЙСКОГО БАССЕЙНА

© Г.Р. Вахитова,

кандидат технических наук, доцент,

Башкирский государственный

университет,

ул. Заки Валиди, 32,

450076, г. Уфа, Российская

Федерация

эл. почта: guzel@geotec.ru

© А.А. Дюдьбина,

ассистент,

Башкирский государственный

университет,

ул. Заки Валиди, 32,

450076, г. Уфа, Российская

Федерация

эл. почта: adyudbina@mail.ru

© Г.Ф. Шайбекова,

ведущий специалист, ООО «РН-БашНИПинефть», ул. Ленина, 86/1, 450006, г. Уфа, Российская Федерация

эл. почта: hismatullina.galiya@ mail.ru

В настоящее время нефтяные компании большое внимание уделяют вопросам разработки карбонатных коллекторов, характеризующихся низкими коллекторскими свойствами. Чаще всего это довольно плотные известняки и доломиты с низкой пористостью и низкой проницаемостью. Такие коллекторы относятся к трудноизвлекаемым запасам.

Отложения франского яруса (пласт D3fr) Чинаревско-го нефтегазоконденсатного месторождения характеризуются большими глубинами залегания, до 5 км, блоковым строением и сложным характером коллекторов: нижняя часть пласта сложена трещиноватыми известняками и доломитами органогенными, ор-ганогенно-детритовыми, биогермными, верхняя часть является терригенной и представлена органогенными известняками, чередующимися с глинистыми прослоями.

До недавнего времени в карбонатных среднедевонских отложениях было утверждено две залежи - афонинская и бийская. Сегодня возникает необходимость детального изучения залежи пласта D3fr, которая в настоящее время вскрыта 6 скважинами.

Для планирования бурения новых скважин на пласт D3fr необходимо построить геологическую модель, основой которой являются результаты интерпретации геофизических данных, лабораторного анализа керна, испытаний пластов. В связи со сложным геологическим строением коллекторов франского яруса и отсутствием петрофизической модели на пласт D3fr для интерпретации скважинных данных необходимо было получить корреляционные связи между петрофизическими параметрами, измеренными на образцах керна.

В связи с этим цель данной работы заключается в построении петрофизической модели пласта D3fr с трудноизвлекаемыми запасами и определении петрофизических параметров разреза для геологического моделирования и фациального прогноза.

В работе получены устойчивые петрофизические зависимости, позволившие выполнить анализ коллекторских свойств пласта D3fr в карбонатной и терригенной частях на основе комплексного анализа результатов лабораторных исследований керна, испытаний и геофизических данных. Это послужило основой для геологического и фациального моделирования пласта D3fr и планирования бурения.

Ключевые слова: карбонатные отложения, низкопроницаемый коллектор, петрофизическая модель, коллекторс-кие свойства, комплекс ГИС, корреляционные связи

© G.R. Vakhitova1, A.A. Dyudbina1, G.F. Shaybekova2

PETROPHYSICAL MODEL FOR THE FRASNIAN D3FR STAGE WITH HARD-TO-RECOVER RESERVES IN THE PRE-CASPIAN BASIN SEDIMENTS

1 Bashkir State University, 32, ulitsa Zaki Validi,

450076, Ufa, Russian Federation e-mail: guzel@geotec.ru adyudbina@mail.ru

2 RN-BashNIPIneft LLC, 86/1, ulitsa Lenina,

450006, Ufa, Russian Federation e-mail: hismatullina.galiya@mail.ru

Currently, oil companies pay great attention to the development of carbonate reservoirs characterized by poor accumulation properties. Most often, it is rather compact limestones and dolomites with low porosity and low permeability. Such reservoirs are classified as hard-to-recover reserves.

Deposits of the Frasnian stage (D3fr) of the Chinare-vo oil and gas condensate field are characterized by large depths of occurrence up to 5 km, block structure and complex reservoir pattern: the lower part of the reservoir consists of fractured limestones and organogenic, organogenic-de-trital and biohermal dolomites, and the upper one is terrigenous and contains organogenic limestones alternating with clay interbeds.

Until recently, two deposits were found in the Middle Devonian carbonate deposits - Afonino and Biya. Today there is a need for more detailed study of the D3fr reservoir drilled now by 6 wells.

To plan the drilling of new wells into the D3fr reservoir, it is necessary to develop a geological model based on the results of well logging data, laboratory analysis of core samples, and reservoir tests. Because of the complex geological structure of the Frasnian reservoirs and the lack of a petro-physical model for the D3fr reservoir, it was necessary to obtain correlations between petrophysical parameters measured on core samples for interpreting the well data.

In this regard, the purpose of this work is to develop a petrophysical model of the D3fr reservoir with hard-to-recov-er reserves and determine the petrophysical parameters of the section for geological modeling and facies forecasting.

This study gives stable petrophysical dependencies enabling us to analyze the accumulation properties of the D3fr reservoir within the carbonate and terrigenous parts based on the integrated analysis of the results of core laboratory descriptions, tests and geophysical data. This served as a basis for geological and facies modeling of the D3fr reservoir and drill planning.

Key words: carbonate formations, low-permeability reservoir, petrophysical model, petrophysical properties, accumulation properties, well logging set, correlations

Вопросы разработки карбонатных коллекторов со сложным геологическим строением, низкими коллекторскими свойствами, трудно-извлекаемыми запасами освещаются многими учеными и специалистами разных нефтегазовых и сервисных компаний [1, 2]. Известно, что карбонатные отложения широко представлены не только в России, но и во всем мире [3-5]. Их особенностью являются высокая плотность, низкая пористость и низкая проницаемость, анизотропия электрических свойств и в присутствии трещин - проницаемости [6, 7]. Существуют определенные трудности при выявлении таких коллекторов по данным геофизических исследований скважин по разрезу месторождений. В данной работе представлены результаты изучения пет-рофизических свойств коллекторов франского яруса Чинаревского месторождения.

Исходные данные

В пределах площади месторождения выполнены сейсморазведочные работы МОГТ 3D, пробурено шесть скважин. При бурении скважин изучаемого месторождения в интервале франского яруса (интервал 50005200 м) было получено мощное проявление углеводородов.

По результатам испытаний в четырех скважинах получены безводные притоки газа и конденсата с высокими дебитами (более 70 тыс/м3 и около 300 м3/сут соответственно). В трех скважинах был отобран керн (вынос керна в целом составил 99,8%), выполнен анализ шлама. Во всех скважинах были про-

ведены исследования комплексом геофизических методов.

Минерализация пластовой воды пласта D3fr составляет 248 г/л, ее сопротивление рв=0,014 Омм, температура пласта на глубине более 5000 м составляет 100 0С.

Для построения петрофизической модели пласта и дальнейшей интерпретации геофизических данных образцы керна были увязаны к разрезу. Увязка выполнена на основе данных профильного гамма-каротажа, зарегистрированного на образцах керна, и гамма-каротажа, зарегистрированного в скважине.

Анализ результатов исследования образцов керна

С целью описания петрофизических свойств горных пород, представленных в отложениях франского яруса D3fr, по результатам анализа керна необходимо построить петрофизические зависимости отдельно для терригенной и карбонатной частей D3fr.

Образцы керна представлены известняками тонко-мелко-среднезернистыми шламо-во-биокластовыми тонкослоистыми, битуминозными, со структурой пакстоун, ваксто-ун, вак-пакстоун и линзами пак-грейнстоун; песчаниками с включениями интракластов глинистых пород, алевролитами волнисто-слоистыми, деформированными, алевролитами глинистыми с линзами песчано-алеври-тового материала. Всего отобрано керна - 128 образцов, из них с трещинами - 51 образец. Сведения об интервалах отбора и выносе керна приведены в табл. 1.

ТАБЛИЦА 1. Сведения об интервалах отбора и выносе керна

№ скв Интервал отбора керна, м Вынос, m Вынос, %

Х1 -5097 - 5106 9 100

Х2 -5169,5 - 5186 16,5 100

Х3 -5230,8 - 5248,8 17,9 99,4

-5141 - 5151,15 10,15 100

Всего 53,55 99,85

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

I 2020, том 36, № 3(99) |||||||||||||||||||||||||| 11111111В

а_керн=^Кп_керн)

2.80

со

-У 2.70

х а.

О)

Ь 2.60

2.50

у= - 0.0267Х+2 63

щ * • 3.4022

< •

0.00 2.00 4.00

Кп_керн, %

6.00

Карбонатность_керн=^Кп_керн)

1.00 2.00 3.00 Кп_керн. %

4.00 5.00

б

Кпр_керн=^(Кп_керн)

100 * 10

2

х 1

о. <х>

0.1

сх

^ 0.01

0.001

• ••

•/у.. •

% 9 : щ 9 ••• • • •

0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 Кп_керн, %

5.00

Рис. 1. Корреляции керн-керн для карбонатной части пласта D3fr

На рис. 1 приведены зависимости плотности от пористости а = Й(Кп) (рис. 1 а), кар-бонатности от пористости Карб=А(Кп) (рис. 1 б), проницаемости от пористости Кпр=А(Кп) (рис. 1 в) для карбонатных отложений пласта D3fr. В построении зависимости участвуют образцы керна с выносом более 75%.

Можно отметить хорошую корреляцию плотность-пористость. На графике зависимости карбонатность-пористость выделяются три области с разным типом пористости. По графику зависимости проницаемость-пористость видны две области: светлые точки -трещиноватые коллекторы, темные точки -поровые коллекторы. Для поровых коллекторов получено уравнение вида Кпр= 0,0021*е15143*Кп, с высоким коэффициентом

корреляции R2=0,501. Данная зависимость была применена в дальнейшем для оценки проницаемости в поровых коллекторах карбонатной части пласта Э3£г по результатам ГИС.

Далее, на рис. 2 показаны зависимости плотности от пористости а = А(Кп) (рис. 2 а), карбонатности от пористости Карб=А(Кп) (рис. 2 б), проницаемости от пористости Кпр=А(Кп) (рис. 2 в) для терригенных отложений пласта D3fr. Из рисунка видны надежные корреляции между соответствующими параметрами для терригенной части пласта D3fr. Данная корреляция в дальнейшем позволила выполнить расчет проницаемости по каротажным данным для песчано-глинистой части пласта.

а

в

сг_керн=^Кп_керн)

3.00

со

£ 2.00

I

о.

Ь

0.00

...... .....

-0.018Х

у-¿.^^^¿e

И * =

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 Кп_керн, %

Карбонатность_керн=^Кп_керн) 40.00

о -•

30.00

° 20.00

ь-

го

о 10.00

га*

* 0.00

•V \

0.00 10.00 20.00 Кп_керн, %

30.00

б

а

Кпр_керн=^Кп_керн)

100 с* ю

г

х- 1 а. ф

0.1

о.

£ 0.01 0.001

о.оо 4.00 8.00 12.00 16.00 20.00 Кп_керн, %

у = 0.008е 0-5018х ^ =0.9309

Л

ж

в

Рис. 2. Корреляции керн-керн для терригенной части пласта D3fr

Анализ геофизических исследований скважин

Полученная петрофизическая модель позволила выполнить интерпретацию данных геофизических исследований шести скважин. В данной статье далее приведены примеры с результатами интерпретации двух скважин с отбором керна.

Комплекс методов ГИС во всех скважинах представлен радиоактивными методами, ка-вернометрией, инклинометрией, многозондо-вым методом бокового каротажа (БК), акустическим методом (АК), спектрометрическим гамма-каротажем.

В процессе интерпретации оценен литоло-гический состав горных пород, выявлены интервалы проницаемых коллекторов и петро-

физические параметры: пористость, проницаемость, необходимые для фациального и геологического моделирования, и определен характер насыщенности.

Определение литологии выполнено в интервалах отбора керна - по литологическому описанию образцов, в интервалах геолого-технологических исследований - по литоло-гическому описанию шлама.

Определение литологии по ГИС - по комплексу данных ГК, НК, АК, ГГК, БК, лито-плотностному каротажу.

Выделение зон коллекторов - одна из самых сложных задач в условиях низкопроницаемых и низкопоровых резервуаров. Традиционно она решается по качественным и количественным критериям. К качественным

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

' 2020, том 36, № 3(99) 111111111111111Ш111111111111111|Н

Рис. 3. Палетка для определения минералогического состава глин

критериям относятся низкие показания ГК, снижение плотности по ГГК, относительное увеличение данных АК, радиальный градиент сопротивления, зарегистрированного зондами БК разной глубинности. Кроме общепринятых качественных признаков коллекторов здесь принимались во внимание низкие значения интенсивности каналов тория (Т^ и калия (К) спектрометрического гамма-каротажа, наличие газопоказаний по данным геолого-технологических исследований, наличие зоны проникновения, снижение удельного электрического сопротивления пластов на фоне вмещающих пород.

Применение количественных критериев основано на известных граничных значениях параметров, таких как пористость, глинистость и проницаемость. Для коллекторов D3fr в карбонатной части граничные значения глинистости Кгл_гр и пористости Кп_гр равны 0,1 и 0,03 соответственно. Для терригенной части D3fr граничное значение глинистости равно 0,5, пористости - 0,04.

Расчет пористости в скважинах в интервале отложений D3fr выполнен по данным каро-

тажных исследований НК, ГГК и АК. Значение пористости уточнялось с учетом комплексных палеток НК-АК, НК-ГГК. Глинистость рассчитана по данным ГК. Тип глинистых минералов оценивался по данным спектрометрического гамма-каротажа (рис. 3). Глины преимущественно представлены монтмориллонитом. При оценке пористости по геофизическим измерениям в скважине вводилась соответствующая поправка за тип глинистости.

Коэффициент водонасыщенности определен по уравнению Арчи-Дахнова. Константы уравнения заданы так: а=1,27, т=2,19, п=1,96.

Оценка характера насыщенности в карбонатных отложениях франского яруса затруднена ввиду высокого сопротивления разреза. Поэтому характер насыщенности коллекторов определен с учетом исходных данных геолого-технологических исследований (описание шлама), керна и испытаний.

Далее, на рис. 4-5 представлены результаты интерпретации каротажных данных скв. XI, Х2. Все обозначения на планшетах идентичные.

Рис. 4. Результаты интерпретации скв. X1

Рис. 5. Результаты интерпретации скв. X2

2020, том 36, № 3(99)

А

Геофизические методы представлены в отдельных треках: 1 - ГК и профильный ГК, 2 - расчетная глинистость, 3 - расчетная пористость и результаты определения пористости и проницаемости на керне, 4 - акустический и плотностной каротаж, 5 - много-зондовый БК, 6 - спектрометрический ГК, 7 - расчетный коэффициент водонасыщен-ности. Обозначения колонок на планшете: Stratigraphy - колонка с границами пласта D3fr, Collector 1 - результаты выделения коллекторов, Saturation 1 - результаты оценки характера насыщенности коллекторов, Lithology_Core - литология по описанию керна, Lithology 1 - результаты оценки литологии, Lithology_sludge - литология по описанию шлама.

В скв. Х1 выполнены испытания пластов в интервале глубин 5160-5200 м. Получен приток нефти из коллекторов.

Карбонатно-терригенные отложения фран-ского яруса (D3fr) в скв. Х1 представлены глинизированным известняком, смешанной тер-ригенно-карбонатной породой. С учетом гра-

ничного значения пористости и глинистости по каротажным данным здесь выделены неф-тенасыщенные коллекторы. В интервале глубин 5120-5140 м - нефтегазонасыщенные коллекторы.

Вскрытый разрез представлен преимущественно карбонатами с присутствием терри-генных пород. Отмечаются горные породы с высокой естественной радиоактивностью с преобладанием доли, приходящейся на уран. Пласты-коллекторы имеют в большинстве случаев низкую пористость до 5%. На кросс-плоте спектрального гамма-каротажа точки, соответствующие высоким значениям ГК, располагаются в области смешанных глинистых минералов.

Отмечается интервал глубины в нижней части пласта 5228-5254 м с очень высоким сопротивлением и гамма-активностью по урану, с газопоказаниями. Эти интервалы соответствуют битуминозным коллекторам. По разрезу скважины наблюдаются тонкие прослои с аномально низким сопротивлением, вероятно, за счет пиритизации.

Скважина Литология Пористость, % Проницаемость, мД Сопротивление, Омм

Керн ГИС Керн ГИС ГИС

X1 Терриген. 4,4 4,3 0,27 0,17 2966

Карбонат. 3,65 3,7 0,93 2,61 49643

X2 Терриген. - - - - -

Карбонат. 3,6 4,3 10,72 1,37 74405

В среднем Терриген. 4,4 4,3 0,27 0,17 12476,23

Карбонат. 3,6 4,0 5,49 1,99 47228

ТАБЛИЦА 2. Сопоставление результатов определения пористости и проницаемости, определенных по ГИС и керну

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

' 2020, том 36, № 3(99) IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIИИИмШ

Далее приведен планшет с результатами интерпретации скв. Х2 (рис. 5).

Карбонатные отложения франского яруса (БЗйг) здесь представлены в основном известняком с включениями карбонатного песчаника и глин. С учетом граничного значения пористости, равного 3%, и глинистости, равной 10%, в результате интерпретации выявлены битуминозные коллекторы в интервале глубин 5030-5070 м. В интервале 5100-5115 м -коллекторы нефтенасыщенные. Пористость в коллекторах варьирует в пределах 5-7%.

Как видно из данных керна, обозначенных на планшетах в виде точек, при низкой пористости (от 1,5 до 3%) отмечается довольно высокая проницаемость (до 100 мД), обусловленная наличием трещин.

Таким образом, в исследуемом разрезе преобладают известняки и доломиты с присутствием песчано-глинистых отложений. Явно видны интервалы с высокой естественной радиоактивностью по урану. Пласты-коллекторы имеют в большинстве случаев низкую пористость (до 4-7%). Горные породы с повышенной гамма-активностью характеризуются смешанными типами глинистых минералов.

Разница в значениях пористости, определенной по данным плотностного, нейтронного каротажа и акустического каротажа, указывает на наличие вторичной пористости в виде изолированной кавернозной пористости.

Отсутствие специальных методов исследования скважин при описании сложного строения геологического объекта с четко выраженной анизотропией проницаемости, сопротивления делает практически невозможным выделение коллекторов и определение типа пористости. Качественные и количественные признаки довольно не надежны в таких условиях. Поэтому для интерпретации данных и оценки трещиноватых зон пластов необходимо включить в комплекс исследований специальные методы, такие как метод микросканирования. Для определения харак-

тера насыщенности - ядерно-магнитный каротаж по времени продольной релаксации.

Результаты определения пористости и проницаемости при интерпретации были сопоставлены с данными, измеренными на керне, и приведены в табл. 2. Из нее видно, что абсолютная разница значений пористости Кп и проницаемости Кпр для терригенной и карбонатной частей пласта Б3йг, в среднем, следующая:

по терригенной части - ДКп= 1,25%, ДКпр= -3,13 мД;

по карбонатной части — ДКп=1,42%, ДКпр= 4,12 мД.

Выводы

Таким образом, в данной работе в процессе комплексного анализа исходных данных получена петрофизическая модель пласта Б3й" Чинаревского месторождения со сложным геологическим строением, представленного терригенными и трещиноватыми карбонатными отложениями, с выраженной анизотропией проницаемости и сопротивления, на основе которой выполнено определение петрофизических параметров для дальнейшего геологического моделирования и фациального анализа. Результаты интерпретации скважинных данных послужили основой для стратиграфической привязки сейсмических отражающих горизонтов, а также для создания скоростной модели и структурных построений.

В процессе выполнения данной работы сформулированы некоторые рекомендации к комплексу ГИС, выполняемому в карбонатных отложениях со сложным геологическим строением и трудноизвлекаемыми запасами. Авторы считают, что для интерпретации геофизических данных и оценки трещиноватых зон пласта Б3йг необходимо включить в комплекс исследований специальные методы, такие как метод микросканирования. Он обладает высокой вертикальной разрешающей способностью, позволяет определить зоны

' 2020, том 36, № 3(99) |||||||||||||||||||||||||||||||||||

пласта с трещинами, оценить параметры трещин и их ориентацию. Для определения характера насыщенности желательно включить в комплекс ядерно-магнитный каротаж, регистрирующий время продольной и попереч-

Л И Т Е Р А Т У Р А

1. Результаты комплексного подхода к изучению карбонатных коллекторов / Ильина М.Г., Файзуллин Р.Р., Кременецкий М.И., Валиахме-това А.Р., Тугарова М.А., Стремичев Е.В., Максимова Е.Н., Монжерин М.А. // Периодический научно-технический журнал «Газпром нефти» <^ОНЕФТЬ. Профессионально о нефти». 2018. № 4 (10). С. 17-21.

2. Колеватов А.А. Повышение точности прогноза проницаемости карбонатных пластов по данным исследований скважин: автореф. дисс. на соиск. уч. степени канд. техн. наук. Москва, 2013. 23 с.

3. Skalinski M., Playton T. Petrophysical challenges in giant carbonate Tengiz field, Republic of Kazakhstan // SPWLA Journal Petrophysics. 2015. V. 56. № 6. P. 615-647.

4. Burrowes A.M., Moss A.K., Sirju C., Pritchard T.N. Improved permeability prediction in heterogenous carbonate formations. URL: https://doi. org/10.2118/131606-MS

5. Yang Haijun, Sam Zandong Sun, Cai Lulu, Xiao Youjun, Wang Haiyang, Luo Chunshu, Hu Hongru. A new method of formation evaluation for fractured and caved carbonate reservoirs: A case study from the Lundong area, Tarim Basin, China // Pet. Sci. 2011. № 8. P. 446-454.

6. Qays Mohammed Sadeq, Wan Ismail Bin Wan Yusoff. Porosity and permeability analysis from well logs and core in fractured, vugy and intercrystalline carbonate reservoirs // Res. Development. 2015. № 6. P. 10.

7. Kadkhodaie A., Kadkhodaie R. A review of reservoir rock typing methods in carbonate reservoirs: Relation between geological, seismic, and reservoir rock types // Iranian Journal of Oil & Gas Science and Technology. 2018. V. l. № 4. P. 13-35.

ной релаксации. На показания ядерно-магнитного каротажа не влияет высокое сопротивление разреза, он позволяет определить тип насыщающего поровое пространство флюида.

R E F E R E N C E S

1. Ilyina M.G., Fayzullin R.R., Kremenetsky M.I., Val-iakhmetova A.R., Tugarova M.A., Stremichev E.V., Maksimova E.N., Monzherin M.A. Rezultaty kom-pleksnogo podkhoda k izucheniyu karbonatnykh kollektorov [The results of integrated approach to carbonate reservoirs study]. Periodical Scientific and Technical Journal "Gazprom Neft". PRONEFT. Professionalno o nefti - PRONEFT. Professionally about Oil, 2018, no. 4 (10), pp. 17-21. (In Russian).

2. Kolevatov A.A. Povyshenie tochnosti prognoza pronitsaemosti karbonatnykh plastov po dannym issledovaniy skvazhin [Improving the accuracy of predicting the permeability of carbonate formations based on well log data. Ph.D. Thesis in Technology. Moscow, 2013. 23 p. (In Russian).

3. Skalinski M., Playton T. Petrophysical challenges in giant carbonate Tengiz field, Republic of Kazakhstan. SPWLA Journal Petrophysics, 2015, vol. 56, no. 6, pp. 615-647.

4. Burrowes A.M., Moss A.K., Sirju C., Pritchard T.N. Improved permeability prediction in heterogenous carbonate formations. Available at: https://doi. org/10.2118/131606-MS

5. Yang Haijun, Sam Zandong Sun, Cai Lulu, Xiao Youjun, Wang Haiyang, Luo Chunshu, Hu Hongru. A new method of formation evaluation for fractured and caved carbonate reservoirs: A case study from the Lundong area, Tarim Basin, China. Pet. Sci., 2011, no. 8, pp. 446-454.

6. Qays Mohammed Sadeq, Ismail Bin Wan Yusoff. Porosity and permeability analysis from well logs and core in fractured, vugy and intercrystalline carbonate reservoirs. Res. Development, 2015, no. 6, p. 10.

7. Ali Kadkhodaie and Rahim Kadkhodaie. A review of reservoir rock typing methods in carbonate reservoirs: Relation between geological, seismic, and reservoir rock types. Iranian Journal of Oil & Gas Science and Technology, 2018, vol. 7, no. 4, pp. 13-35.

I 2020, том 36, № 3(99) llllllllllllllllllllllllllllllllllUj