Secondary calcite in carbonate reservoirs of oil fields: a method for its quantitative determination

Cover Page


Cite item

Full Text

Abstract

Background: Carbonate rocks form subsalt hydrocarbon reservoirs in the Northwestern Margin Zone of the Pre-Caspian Basin. In this context, identifying and analyzing the causes of epigenetic alterations affecting the reservoir properties of carbonate formations is of particular importance, as these alterations influence the optimization of the hydrocarbon exploration and production. These factors underscore the scientific and practical relevance of the present study.

Aim: To identify the causes of alteration and to quantitatively assess the reservoir properties of carbonate formations affected by secondary epigenetic transformations.

Materials and methods: This study investigates subsalt carbonate reservoirs from oil and gas fields in the Northwestern Margin Zone of the Pre-Caspian Basin. The analysis involved both macroscopic and microscopic examination techniques, supported by a range of laboratory tools, including thermal analyzers, thermogravimetric instruments, and X-ray diffractometry. The method proposed in this paper relies on DTA data obtained during dynamic heating of dolomite, calcite and magnesite, focusing on their thermal decomposition behavior. Mineralogical and compositional control of the reservoir formations was carried out using X-ray phase analysis.

Results: A thermal analysis–based technique was developed to quantify secondary calcite in carbonate reservoir formations from subsalt oil and gas fields in the Northwestern Margin Zone of the Pre-Caspian petroleum province. Thermal parameters associated with epigenetic transformations of the dolomite–calcite assemblage was established using representative carbonate samples. These transformations are characterized by the infilling of pore spaces with secondary minerals, leading to reduced porosity and permeability in the affected reservoirs.

Conclusion: Accounting for the structural properties of sedimentary rocks described in this study can significantly improve the quality of hydrocarbon exploration. The proposed method provides detailed information on the mineral composition of the reservoir, their filtration-capacity characteristics of carbonate minerals, the crystallinity of their components, lattice properties, and the physical behavior of magnesium, calcium, and other trace elements. Secondary calcite formed through epigenetic alteration of the host rocks has a negative impact on the porosity and permeability of the reservoirs.

Full Text

Введение

В Северо-Западной Прибортовой зоне Прикаспийской впадины продуктивные нефтесодержащие породы-коллекторы подсолевого комплекса фамен-турнейского яруса сложены биогермными и биогермно-детритовыми известняками, доломитами, известковистыми доломитами с редкими прослоями ангидритов и гипса. Пустотное пространство представлено порами выщелачивания различной формы и размеров. Имеются также каверны, приуроченные к трещинам, на стенках которых отмечаются крупные кристаллы доломита. Среди пород широко развиты биокластовые водорослевые известняки со стилолитами [1–8].

Целью данного исследования является изучение подсолевых карбонатных резервуаров нефтегазовых месторождений Северо-Западной Прибортовой зоны с применением лабораторных средств, таких как термические анализаторы, термогравиметрические устройства, рентгеновская дифрактометрическая установка и другое оборудование.

Термический анализ является важным инструментом в минералого-петрографических исследованиях [9–13] и зачастую применяется в сочетании с другими методами, такими как рентгеноструктурный анализ. Этот метод зарекомендовал себя как весьма эффективный для диагностики различных минералов, особенно в случае анализа тонкодисперсных смесей, таких как глины, бокситы, железные и марганцевые руды, цементное сырьё, карбонатные породы, почвы, илы и другие. Термический анализ используется для изучения механизма и кинетики фазовых переходов, а также химических реакций, протекающих в минералах при нагревании, при этом акцент делается на определении тепловых эффектов и энергий активации химических реакций, связанных с минералами [14–19]. Этот метод также используется для решения более широких геологических задач на региональном уровне [20, 21].

Процессы термической деструкции карбонатных минералов изучались многими исследователями [9–12], и в ряде работ [10–12] приведены примеры термического поведения этого класса минералов. В результате изучения термического разложения магнезита, доломита и кальцита авторами получены интересные решения по проблемам термической диагностики карбонатов кальция и магния.

В ходе термического анализа карбонатных минералов на основе термогравиметрических данных, полученных при разложении их структур, разработан метод, позволяющий диагностировать и количественно определять вторичные минералы, образующиеся при формировании парагенетических карбонатных ассоциаций (магнезит-доломит-кальцит) в осадочных толщах [10, 11].

Материалы и методы

При изучении карбонатных пород керна скважин Лободинско-Тепловской зоны поднятий Северо-Западной Прибортовой зоны Прикаспийской впадины было привлечено порядка четырёх десятков образцов (проб) керна фамен-турнейских карбонатных пород (рис. 1–2), в которых определялась вещественная спецификация породообразующих и вторичных минералов.

 

Рисунок 1. Карбонатные фаменско-карбоновые породы-коллекторы керна скважин Лободинско-Тепловской зоны поднятий Северо-Западной Прибортовой зоны Прикаспийской впадины

Figure 1. Famennian-Carboniferous carbonate reservoir rocks of the well core samples in the Lobodino-Teplov Uplift Zone, Northwestern Margin of the Pre-Caspian Basin

1 – известняк, глубина 4390 м / limestone, depth 4390 m; 2 – доломит, глубина 5083–5090 м / dolomite, depth 5083–5090 m; 3 – известняк доломитизированный с признаками углеводородов, глубина 4943–4952 м / dolomitized limestone with traces of hydrocarbons, depth 4943–4952 m; 4 – известняк, глубина 4367 м / limestone, depth 4367 m; 5 – доломит, глубина 4616–4621 м / dolomite, depth 4616–4621 m; 6 – известняк, глубина 2802 м / limestone, depth 2802 m

 

Рисунок 2. Фотографии шлифов. Эпигенетические изменения в фамен-турнейских карбонатных породах

Figure 2. Photomicrographs of thin sections. Epigenetic alterations in Famennian-Tournaisian carbonate rocks

1, 2, 3, 4 – известняки органогенно-комковатые, частично перекристаллизованные и доломитизированные, глубина 4390 м. Николь один / organogenic-lumpy limestones, partially recrystallized and dolomitized, depth 4390 m. Nicols I; 5 – доломит кристаллический зернистый, глубина 4616–4621 м. Николи + / crystalline granular dolomite, depth 4616–4621 m. Nicols +; 6 – известняк органогенно-комковатый, глубина 4380 м. Николь один / organogenic-lumpy limestone, depth 4380 m. Nicols I ca – кальцит / calcite; do – доломит / dolomite; a – ангидрит / anhydrite

 

В исследуемом кальцит-доломитовом образовании термическая кривая отмечает явно выраженные признаки деструкции доломита (два эндотермических эффекта в пределах 730–880°С (рис. 3), а термогравиметрическая кривая (далее – TG-кривая, от англ. thermogravimetry – термогравиметрия) в указанном диапазоне температур образует две неравные ступени потери веса – Δm₁ и Δm₂ (m – масса), при этом Δm₂ > Δm₁ на величину потери веса d(m). Данная разница потери веса свидетельствует о том, что, наряду с доломитом, в образце присутствует кальцит. Интерес к этому типу минерального образования продиктован особенностью его физических свойств заполнять свободные поровые пространства карбонатных пород, что снижает фильтрационно-ёмкостные характеристики (далее – ФЕС) нефтегазовых коллекторов. Учёт указанных структурных свойств осадочных пород при поисках продуктивных месторождений углеводородов может существенно повысить качество геологоразведочных работ.

В предложенной методике также была выполнена серия DTA- и DTG-анализов (дифференциальный термоаналитический и дифференциальный термогравиметрический анализ, от англ. differential thermal analysis и differential thermogravimetric соответственно) минеральных смесей, включающих в себя в разных пропорциях доломит-кальцитовых минеральных ассоциаций и примесей кальцитов. Результаты обжига подобных смесей показали, что даже малые примеси сторонних кальцитов в навеске приводят к потери веса второй ступени TG-кривой и нарушению линейности отрезка d(m). Из этого следует, что траектории термогравиметрических кривых кальциевой составляющей доломита совпадают между собой при соблюдении прямолинейности наклонной линии потери веса (Δm₂), и количество выявленного кальцита в составе испытываемого образца относится к типу вторичного минерала.

Методом термического анализа диагностируется происхождение кальцитов, а также выделение последующих вторичных его модификаций. Подобная информация указывает на генетическую природу кальцита, что имеет важное значение при оценке пористости и проницаемости нефтегазоносных коллекторов. От количества указанного вторичного кальцита в составе доломит-кальцитовых образований зависит пропускная способность коллекторов на путях транспортировки углеводородной массы и скопления её в нефтяных резервуарах. Чем ниже содержание вновь образованного (вторичного) кальцита в составе карбонатов, тем выше вероятность накопления в коллекторах углеводородных соединений и тем интенсивнее миграция нефти в места их скопления. Из этого следует, что информация о наличии в карбонатных коллекторах концентраций вторичных кальцитов, которые способны закупоривать пористые и трещиноватые породы, может быть использована в качестве минералогического параметра при подсчёте запасов углеводородного сырья в местах их скопления.

В работах [11, 12] изложена методика определения физических свойств карбонатных пород (пористость и проницаемость) по температуре выделения молекулярной и свободной воды. Указанная вода (преимущественно гигроскопическая – капиллярная) заполняет поры, каналы, межслоевые пространства и трещины пород. При динамическом нагревании она выделяется в разных интервалах температур. По температурам дегидратации и количеству выбросов из системы воды с учётом структурных данных эталонных коллекторов были построены диаграммы, по которым идентифицировались пористость и проницаемость исходных пород. Поскольку пористость и проницаемость систем зависят от температуры их обезвоживания, по этим физическим параметрам были установлены типы исследуемых пород [13]. Из четырёх случаев термического определения пористости и проницаемости карбонатных пород по температурам их дегидратации было обнаружено, что в двух из них указанные физические параметры характерны для коллекторов нефтегазоносных месторождений. В двух других случаях установлено, что определения пористости и проницаемости не принадлежат к нефтегазовым коллекторам.

В нашем случае реакции термического разложения указанных минералов в магнезитдоломит-кальцитовых породах описываются DTA-, DTG- и, собственно, TG-кривыми. Для реализации методики определения генетического типа кальцита в составе доломит-кальцитовой породы предварительно был осуществлён поиск физико-технических условий проведения съёмки термического анализа, с помощью которой наиболее точно можно определить термоаналитические признаки вторичности кальцита.

Для выполнения этих условий были проведены работы по выбору габаритов применяемых тиглей, подбору их массы и объёмов для заполнения шихты. Также выбирался материал, из которого были изготовлены эти высокотемпературные сосуды. В первый алундовый тигель помещается порошок в количестве 500 мг измельчённой породы (размером частиц 0,05–0,1 мм). Во второй тигель насыпалось эталонное вещество, которое состоит из прокалённого тонкодисперсного диоксида алюминия (Al₂O₃) в количестве, соответствующем массе испытываемого образца. Эти подготовительные процедуры должны были усилить эндотермический эффект разложения вторичного кальцита и в явном виде оформить морфологию

 

Рисунок 3. Пример графического построения термической деструкции образца 1 при температуре 600–900°С магнезит-доломит-кальцитовой ассоциации

Figure 3. Example of graphical representation of thermal decomposition of sample 1 at 600–900°C of the magnesite-dolomite-calcite association

Δm потеря веса, % / weight loss, %; Δm₁, Δmпервая и вторая ступень потери веса соответствено, % / first and second stage of weight loss, respectively, %; ΔMсумма потери веса образца при диссоциации кальцитовой составляющей доломита и собственного кальцита / total weight loss of the sample due to dissociation of the calcite component in dolomite and native calcite; d(m) – разница потери веса доломитовой составляющей кальцита и собственного кальцита в образце / difference in weight loss between the dolomite component of calcite and native calcite in the sample; Ттемпература, °С / temperature, °С; ΔТ изменение температуры, °С / temperature change, °С.

 

TG-кривой за верхними пределами температур деструкции доломита. Изучаемый генетический тип кальцита по комплексу литолого-петрографических и геохимических результатов исследования образовался в доломитовых толщах, а именно при благоприятной физико-химической обстановке. Полученное новообразование (СаСО₃) повторяет все сценарии термической деструкции кальциевого компонента доломита. В связи с этим эндотермический пик на DTA-кривой деструкции новообразованного кальцита вписывается в контур термического пика, связанного с разложением кальциевого компонента доломита. Данное обстоятельство затрудняет диагностику вторичного кальцита по DTA-кривой; оно связано с термическими помехами, образованными в результате одновременной диссоциации двух минеральных объектов (кальциевого компонента доломита и, собственно, кальцита), происходившей в одном диапазоне температур, а реконструкция DTA-пиков двух составляющих пробы по их суммарному DTA-проявлению – также трудно решаемая задача.

Результаты аналитических исследований

Учёт генетической эволюции кальцита в карбонатных породах может быть использован в качестве признака определения пористости и проницаемости нефтегазовых залежей. В предлагаемом аналитическом методе использованы показатели DTG- и DTA-кривых процессов, поэтапно протекающих при нагревании карбонатных пород.

Первый этап разложения доломитовой части породы проходит в интервале 610–725°С (рис. 3) с предварительным распадом доломита на составные части (1) и непосредственным разложением MgCO₃ на оксид магния и углекислый газ (2):

CaMg(CO3)2→CaCO3+MgCO3 (1)

MgCO3→MgO+CO2 (2)

Следующий этап деструкции происходит в температурном диапазоне 705–825°С (рис. 3), в котором кальциевая составляющая доломита (СаСО₃) разлагается на оксид кальция и СО₂:

CaCO3→CaO+CO2 (3)

В этом же промежутке температур одновременно протекает термическая диссоциация кальцита, механизм распада которой совпадает с деструкцией кальциевой составляющей доломита (3), что приводит к выделению из минеральной системы СО₂, согласно рис. 3.

При динамическом нагревании доломита в каждой стадии его разложения в атмосферу выносится равное количество СО₂. При этом в указанных промежутках температур его деструкция оставляет на DTA- и DTG-кривых по два чётко выражённых нисходящих пика, а на TG-кривой она формирует две равные ступени потери веса – Δm₁ и Δm₂ (рис. 3). Для беспримесных доломитов характерно равенство (4):

Δm₁ = Δm₂ (4)

Используя стехиометрическую формулу указанного минерала CaMg(CO₃)₂ (1) и количество выброшенного СО₂ при его термическом разложении, можно получить процентное содержание доломита в пробе (5):

Доломит=100%(Δm1+Δm247,7) (5)

где величина 47,7 – содержание СО₂ в 100 г чистого доломита CaMg(CO₃)₂.

Температурно-хронологические параметры второго этапа разложения доломита совпадают с параметрами деструкции кальцита (минерала). Следует отметить также, что присутствие в составе доломит-кальцитовой породы карбоната кальция приводит не только к изменению величины Δm₂ – второй ступени кривой потери веса, но и к приросту величин вторых пиков, выполненных на DTA- и DTG-кривых. При этом TG-кривая отмечает увеличение ступени потери веса на величину d(m). Согласно этой величине, содержание кальцита в составе образца определяется следующим образом (6):

Кальцит = 100%dm44 (6)

где число, стоящее в знаменателе, соответствует молярной массе СО₂ (3).

По динамике деструкции и кинетике выброса из системы карбонатного диоксида углерода статус данного минерального включения (СаСО₃), обнаруженного в составе изучаемого образования, соответствует статусу вторичного кальцита, кристаллизация которого в природных условиях протекала в результате обмена в решетке доломита положительных ионов магния на катионы кальция.

Прямолинейный характер потери веса d(m) отмеченный на TG-кривой, является явным признаком вторичности кальцита, образование которого в благоприятных геохимических обстановках протекало в результате замещения в структуре доломита иона магния на катион кальция.

Указанные здесь температурно-хронологические параметры разложения карбонатных минералов были установлены дериватографом Q-1000D. Следует отметить, что термические характеристики процессов деструкции этих образований могут отличаться от термовесовых параметров, полученных на приборах других производителей. В частности, на температурный режим разложения магнезита, доломита и кальцита, входящих в состав пробы, могут повлиять не только конструктивные особенности используемого термического устройства, но и весовые соотношения этих минералов в породе. Так, образцы 3 и 4 (рис. 4), включающие в себя разное количество указанных карбонатов, разлагаются в температурных пределах, несколько отличающихся от температур, установленных при нагревании образца 1 (рис. 4, табл. 1).

 

Рисунок 4. Дериватограммы образцов 1–4

Figure 4. Derivatograms of samples 1–4

а) образец 1 / sample 1; б) образец 2 / sample 2; в) образец 3 / sample 3; г) образец 4 / sample 4

СОорг – органическое вещество в породе / organic matter in the rock; Р – вес пробы / sample weight; Δm … Δm – ступени потери веса от первой до шестой соответственно, % / weight loss stages from the first to the sixth, respectively, %

 

Таблица 1. Результаты полученных анализов образцов 1–4

Table 1. Analytical results for samples 1–4

№ образца

Sample Number

Ступени потери веса Weight Loss Stages

Потери веса, % Weight Loss, %

Летучие компоненты Volatile Components

Интервал температур этапа разложения, °С Decomposition Temperature Range, °C

Образец 1

Sample 1

Δm₁

1,0

H₂O

20–200

Δm₂

7,6

COoрг

200–485

Δm₃

1,6

CО₂

485–550

Δm₄

6,2

CО₂

550–640

Δm₅

12,9

CО₂

640–740

Δm₆

22,7

CО₂

740–845

∑Δm₁₀₀₀°C

52,0

H₂O, COoрг, CО₂

20–1000

Образец 2

Sample 2

Δm₁

1,5

H₂O

20–200

Δm₂

11,375

10COорг+1,375(CО₂)

200–585

Δm₃

2,75

CО₂

585–645

Δm₄

12,75

CО₂

645–705

Δm₅

23,875

CО₂

705–825

Δm₁₀₀₀°C

52,25

H₂O, СОорг, CО₂

20–1000

Образец 3

Sample 3

Δm₁

0,5

H₂O

20–200

Δm₂

0,6

COoрг

200–585

Δm₃

3,0

CО₂

585–645

Δm₄

2,1

CО₂

645–705

Δm₅

39,0

CО₂

705–825

∑Δm₁₀₀₀°C

45,2

H₂O, COoрг, CО₂

20–1000

Образец 4

Sample 4

Δm₁

0,2

H₂O

20–200

Δm₂

2,2

COoрг

200–485

Δm₃

1,6

CО₂

485–550

Δm₄

2,5

CО₂

550–640

Δm₅

13,8

CО₂

640–740

Δm₆

25,9

CО₂

740–845

∑Δm₁₀₀₀°C

46,2

H₂O, COoрг, CО₂

20–1000

 

Дериватограммы этих образцов выявили серию карбонатных минералов, а также примеси пирита и органического вещества. Контрольные данные рентгенофазового анализа (далее – РФА) указанных пород подтвердили наличие в них тех же минералов, которые были обнаружены методом термического анализа.

В РФА изучаемых образцов приведены характерные дифракционные рефлексы, позволившие провести идентификацию присутствующих фаз.

Рентгенометрические данные образцов 1 и 2 показали, что исследуемые породы состоят преимущественно из доломита (~90%) (табл. 1). Подобное расхождение состава указанных образцов с результатами термического анализа объясняется наличием в пробах слабо развитого кальцита. Регистрация такого карбоната методом РФА затруднена.

В отличие от результатов рентгенометрического измерения, термический анализ обнаружил в образце 1 не только доломит, но также в заметных количествах кальцит, магнезит и сидерит (табл. 1). Таким образом, отсутствие на рентгенограммах образцов 1 и 2 явно выраженных дифракционных рефлексов кальцита, магнезита и сидерита не означает полное отсутствие их в данных образцах. Эти карбонаты даже при существенных дефектах своих структур сохраняют присущие им термохимические свойства, которые диагностируются методами DTA.

Обсуждение

Указанный метод диагностики карбонатов может использоваться при геологоразведочных работах нефтегазовых месторождений. В процессе проведения термического анализа потеря веса, определяемая величиной d(m) (рис. 3), выполнена по дериватограмме образца 1. Из серии изученных образцов 1–4 было выявлено, что главным признаком наличия в карбонатной породе вторичного кальцита является постоянство скорости потери веса Δm₂ и d(m), т.е. прямолинейность TG-линии, отражающей сумму этих потерь (Δm2) (рис. 4). Количество указанного типа минерала в составе исследуемой породы определяется традиционным способом (6), где числитель – модуль параметра d(m), а знаменатель – количество СО₂ в структуре беспримесного вторичного кальцита.

Предлагаемая методика позволяет проводить определение состава карбонатного образования, а также получить данные о состоянии пористости и проницаемости нефтегазового карбонатного коллектора. В процессе проведения термического анализа потеря веса d(m) не подвержена влиянию выбросов СО₂ от этапа термической диссоциации доломита в составе образца (рис. 3). Прямолинейный графический аналог значения d(m) на TG-линии является главным признаком наличия в карбонатной породе вторичного кальцита.

В данной работе подробно рассмотрены вопросы эпигенетических преобразований и формирования коллекторского резервуара в Северо-Западной Прибортовой зоне Прикаспийского бассейна. Следует отметить, что указанный метод изучения термического состояния смешанных карбонатно-терригенных отложений применялся при изучении коллекторских свойств девоно-карбоновых коллекторов Шу-Сарысуйского и ряда других бассейнов Южного Казахстана. Результаты этих работ опубликованы в ряде статей [20–24]. В данных работах указано, что термический и рентгенодифрактометрический анализы с микрозондовым определением минерального состава карбонатно-терригенных коллекторов дают хорошие результаты для оценки вещественного состава и порового пространства коллекторов.

Заключение

Метод количественного определения вторичного кальцита, включающий термическую деструкцию карбонатов магнезит-доломит-кальцитовой минеральной ассоциации, применяют при порошковой пробе, измельчённой до уровня фракции 0,05–0,1 мм, навеске пробы 500 мг. Затем алундовый тигель с порошком помещают в термический анализатор, который нагревает его до температуры разложения пробы 730–820°С путём динамического нагревания.

Предложенный метод определения даёт дополнительную информацию о минеральном составе коллектора и ФЕС карбонатных минералов, а также о степени кристалличности их компонентов, свойствах кристаллических решеток и физических свойствах магния, кальция и других примесей. Поскольку вторичный кальцит отрицательно влияет на ФЕС коллекторов, затрудняя перемещение карбонатов в пласте, знания о его наличии в карбонатных коллекторах существенно корректируются геологическими результатами.

Дополнительно

Источник финансирования. Исследование выполнено в рамках Программы целевого финансирования №BR21882301 Министерства науки и высшего образования Республики Казахстан.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Коробкин В.В. – написание аннотации и всех разделов статьи, редакция статьи; Тулемисова Ж.С. – макро- и микроскопическиое описание пород, редакция статьи; Саматов И.Б. – проведение и описание результатов термического и рентгеноструктруного анализов; Чакликов А.Е. – написание всех разделов статьи, подготовка графических приложений.

Additional information

Funding source. This research was supported by the Targeted Funding Program No. BR21882301 of the Ministry of Science and Higher Education of the Republic of Kazakhstan.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Valeriy V. Korobkin – drafting the abstract and all sections of the paper, and editing the manuscript; Zhamal S. Tulemissova – macroscopic and microscopic description of rock samples, and manuscript editing; Iskander B. Samatov – conducting and describing the results of thermal and X-ray structural analysуs; Akhan Ye. Chaklikov – drafting all sections of the paper and preparing graphic materials.

×

About the authors

V. V. Korobkin

Kazakh-British Technical University

Email: korobkin_vv@mail.ru
ORCID iD: 0000-0002-1562-759X

PhD, professor

Kazakhstan, Almaty

Zh. Serikovna Tulemissova

Kazakh-British Technical University

Author for correspondence.
Email: ztulemissova@gmail.com
ORCID iD: 0000-0003-1803-4535

PhD, Associate Professor

Kazakhstan, Almaty

I. B. Samatov

Kazakh-British Technical University

Email: samatov.40@mail.ru
ORCID iD: 0000-0002-5912-2091

Cand. Sc. (Geology & Mineralogy)

Kazakhstan, Almaty

A. Ye. Chaklikov

Kazakh-British Technical University

Email: a96chaklikov@gmail.com
ORCID iD: 0000-0001-8316-6599

PhD

Kazakhstan, Almaty

References

  1. Abilkhasimov KB. Type designs of the paleozoic complex sections of the East Edge of the Peri-Caspian Depression. Oil&Gas. 2021;1(121):6–24. doi: 10.37878/2708-0080/2021-1.01.
  2. Akchulakov U, Zholtaev G, Iskaziev KO, et al. Atlas neftegazonosnykh i perspektivnykh osadochnykh basseynov Respubliki Kazkahstan. Almaty: JSC NC “KazMunayGas”; 2015. 97 p. (In Russ).
  3. Bagrintseva К, Dmitrievsky A, Bochko R. Atlas of Carbonate Reservoir Rocks of the Oil and Gas Fields. Moscow: Nauka; 2003. 264 p.
  4. Daukeyeva SZ, Uzhkenova BS, Abdulina AA, et al., editors. Glubinnoe stroeniye i mineralnye resursy Kazakhstana: Neft’ i gaz. V. 3. Almaty: Informatsionno-analiticheskiy tsentr geologii i mineralnykh resursov Respubliki Kazakhstan; 2002. 248 p. (In Russ).
  5. Fortunatova NK, Varlamov AI, Kanev AS, et al. Structure and Assessment of the Oil Potential of Carbonaceous Carbonate-Siliceous Domanik Deposits in the Volga–Ural Oil and Gas Province. Russian Geology and Geophysics. 2021;62(8):929–946. doi: 10.2113/RGG20214351.
  6. Votsalevskiy ES, Bulekbayev ZY, Iskuzhiyev BA, et al. Oil&Gas Fields of Kazakhstan. Reference book. Issue 3. Almaty: K.I. Satpayev Institute of Geological Sciences; 2016. 409 p.
  7. Zholtaev GZ, Nikitina OI, Zhaimina VY, et al. Modernization of the Phanerozoic Stratigraphic Schemes of Kazakhstan Based on the International Chronostratigraphic Scale – 2016–2021. Almaty: “378” LPP; 2021. 139 p. (In Russ).
  8. Iskaziyev KO, Khafizov SF, Taninskaya NV. Conceptual sedimentological model of clastic-carbonate Frasnian section on Chinarevskoye field (Kazakhstan). Oil Industry. 2019;10:14–18. doi: 10.24887/0028-2448-2019-10-14-18.
  9. Coats AP, Redfern JP. Kinetic parameters of thermogravime data. Nature. 1964;201:68–69. doi: 10.1038/201068a0.
  10. Cvetkov AI, Valyashikhina YP, Piloyan GO. Differentsialnyy termicheskiy analiz karbonatnykh mineralov. Moscow: Nauka; 1964. 167 p. (In Russ).
  11. Ivanova VP, Kasatov BK, Krasavina TN, Rozinov YL. Termicheskiy analiz mineralov i gornykh porod. Leningrad: Nedra, Leningrad branch; 1974. 399 p. (In Russ).
  12. Putnis A, McConnell JDC. Principles of Mineral Behaviour. Oxford: Blackwell; 1980.
  13. Paulik J, Paulik F, Arnold M. Simultaneous TG, DTG, DTA and EGA technique for the determination of carbonate, sulphate, pyrite and organic material in minerals, soils and rocks. Journal of Thermal Analysis. 1982;25:327–340. doi: 10.1007/BF01912957.
  14. El Zokm G, Safaa A, Ghani A, et al. IR Spectroscopic Investigation, X-Ray Structural Characterization, Thermal Analysis Decomposition and Metal Content of Sediment Samples along Egyptian Mediterranean Coast. World Applied Sciences Journal. 2013;23(6):823–836. doi: 10.5829/idosi.wasj.2013.23.06.7480.
  15. Panna W, Wyszomirski P, Myszka R. Characteristics of the clayey-siliceous rock from the Dylągówka–Zapady deposit (Polish Flysch Carpathians) as a mineral raw material. Mineral Resources Management. 2014;30(2):85–102. doi: 10.2478/gospo-2014-0012.
  16. Kaljuvee T, Tonsuaadu K, Marve E, et al. Thermal Behavior of Estonian Graptolite–Argillite from Different Deposits. Processes. 2022;10(10):1986. doi: 10.3390/pr10101986.
  17. Xianzhe D, Nan L, Yuyuan W, Zhenping T. Systematical Study on the Influencing Factors of Synchronous Thermal Analyses of Samples-Taking the Chalcanthite as an Example. Frontiers in Chemistry. 2022;10:863083. doi: 10.3389/fchem.2022.863083.
  18. Samatov IB, Urumbaev BU. Termokhimicheskiye osobennosti kaltsit-dolomitovykh obrazovaniy (na primere Tsentralnogo Kazakhstana). Geology of Kazakhstan. The geological series. 1997;2:49–56. (In Russ).
  19. Patent RoK №8623 / 10 Nov 2023. Byul. № 2023/0359.2. Korobkin VV, Samatov IB, Tulemissova ZS, et al. Method of quantitative determining of secondary calcite. Available from: https://qazpatent.kz. (In Russ).
  20. Korobkin VV, Samatov IB, Tulemissova ZS. Izucheniye veshchestvennogo sostava porod kamennougol’no-permskogo razreza yugo-zapadnoy chasti Shu-Sarysuyskogo neftegazonosnogo basseyna. The impact of external fields on the seismic regime and monitoring of their manifestations: report summary. Int. Jubilee Scientific Conf. dedicated to the 40th anniversary of the RAS; 2018 July 3–7; Bishkek, Kyrgyzstan. P. 194–198. (In Russ).
  21. Tulemissova ZS, Buslov MM, Bekmukhametova ZA. Data of studying the content of organic matter in deposits of the stone-perm separation of the southwestern part of the Shu-Sarysu basin. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 2019;319(1):171. doi: 10.1088/1755-1315/319/1/012020.
  22. Tulemissova ZS, Korobkin VV. Features of the Material Composition of the Main Oil and Gas Complex of the Shu-Sarysu Basin. International Journal of Engineering Research and Technology. 2020;13(5):1045–1056. doi: 10.37624/IJERT/13.5.2020.1045-1056.
  23. Tulemisova ZS, Korobkin VV, Samatov IB. Dannye izucheniya veshchestvennogo sostava perspektivnogo neftematerinskogo kompleksa porod mezozoy-kaynozoyskogo chehla Iliyskogo basseyna. The 4rd International scientific conference “Correlation of the altaides and uralides: deep structure of lithosphere, stratigraphy, magmatism, metamorphism, geodynamics and metallogeny”; 2018 Apr 2–6; Novosibirsk, Russia. P. 156–158. (In Russ).
  24. Tulemisova ZS, Korobkin VV, Buslov MM. Correlation of a Stratigraphic Section with the Estimation of Forecast Resources of Hydrocarbon Potential of Sedimentary Basins of South Kazakhstan (Shu-Sarysu, Ili and Pribalkhash). Herald of the Kazakh-British technical university. 2019;4(51):177–185. (In Russ).

Supplementary files

Supplementary Files
Action
1. JATS XML
2. Figure 1. Famennian-Carboniferous carbonate reservoir rocks of the well core samples in the Lobodino-Teplov Uplift Zone, Northwestern Margin of the Pre-Caspian Basin

Download (297KB)
3. Figure 2. Photomicrographs of thin sections. Epigenetic alterations in Famennian-Tournaisian carbonate rocks

Download (329KB)
4. Figure 3. Example of graphical representation of thermal decomposition of sample 1 at 600–900°C of the magnesite-dolomite-calcite association

Download (111KB)
5. Figure 4. Derivatograms of samples 1–4

Download (518KB)

Copyright (c) 2025 Korobkin V.V., Tulemissova Z.S., Samatov I.B., Chaklikov A.Y.

Creative Commons License
This work is licensed under a Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International License.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies