Ємець, Владислав ЮрійовичВладислав ЮрійовичЄмецьБезродна, Ірина Миколаївна2025-06-052025-06-052025-06-03Ємець В. Ю. Петрофізична типізація складнопобудованих порід-колекторів нафти й газу (на прикладі родовищ центральної та північної прибортової частини Дніпровсько-Донецької западини) : дис. … доктора філософії : 103 Науки про Землю / Ємець Владислав Юрійович ; наук. кер. І. М. Безродна. Київ, 2025. 216 с.УДК 550.832https://ir.library.knu.ua/handle/15071834/6633Дисертаційна робота присвячена проведенню петрофізичної типізації складнопобудованих порід за каротажними даними при дослідженні їх на колекторські властивості, в тому числі при визначенні структури їхнього пустотного простору та встановлення граничних меж пружних параметрів для верхньовізейських та нижньовізейських-турнейських відкладів центральної та північної прибортової частини Дніпровсько-Донецької западини. У вступі автором викладено детальне обґрунтування вибраної тематики із посиланням на зв’язок роботи із загальнодержавною програмою розвитку мінерально-ресурсної бази України до 2030 року. Автором визначено мету, завдання, предмет і об’єкт дослідження, а також сформульовано новизну отриманих результатів і підкреслено їх практичне значення. Крім цього, наведено інформацію про апробацію матеріалів дослідження та про особистий внесок здобувача, що підтверджує самостійність і якість проведених наукових досліджень. В першому розділі проведено аналіз попередніх досліджень в області типізації порід-колекторів, а також визначення їх структури пустотного простору та дослідження фізики порід. У розділі систематизовано підходи до типізації складнопобудованих порід-колекторів, що мають складну структуру пустотного простору, неоднорідну літологію та змінні колекторські властивості. Наведено чотири основні класи методів типізації: петрофізичні, літологічні, літолого-петрофізичні та інтегровані. Одним із перших відомих вчених, хто вивчав петрофізичні типи гірських порід на основі розподілу розмірів пустот був Archie G.E., який вперше дослідив зв’язок між статичними та динамічними петрофізичними параметрами порід. В петрофізичних методах фізичні характеристики порід (структура та геометрія пустот, розмір каналів пустот та ін.) лежать в основі розподілу порід на класи. Найбільш застосовуваними методами петрофізичної типізації є метод виділення гідравлічних одиниць потоку, розроблений в 1993 році J.O. Amaefule та ін.; метод виділення петрофізичних типів методом PSG (pore structure and geometry), авторами якого стали Permadi P. і Susilo A.; J-функція Леверетта для петрофізичної типізації; метод виділення петрофізичних типів на основі розміру каналів пустот, фундаментальну основу для якої поклав Winland D. і результат відтворив у вигляді емпіричного рівняння. Саме рівняння Вінланда є однією з найбільш вживаною емпіричною моделлю для визначення ефективного радіуса пустот порід-колекторів. Наведене рівняння лягло в основу подальших досліджень структури пустотного простору, а також закладено автором в прийоми для типізації порід-колекторів за фільтраційно-ємнісними властивостями. Крім того автором розглянуті літологічні методи типізації, основою для поділу порід на класи в яких є якісні літологічні характеристики порід, а також генетичні особливості, що призвели до формування тих чи інших характеристик (класифікації пористості карбонатних порід Choquette P.W. і Pray L.C.; структурну класифікацію, Dunham R.J., доповнена Embry A.F. та Klovan J.E.); літолого-петрофізичні методи типізації, що поєднують літологічні (структурно-текстурні) характеристики і петрофізичні властивості порід (класифікація карбонатних порід Archie G.E., структурно-петрофізична класифікація карбонатних порід Lucia F.J., класифікація піщано-алевролітових колекторів Ханіна); інтегровані методи петрофізичної типізації, в яких неможливо виявити переважну класифікаційну ознаку, за якою здійснюється виділення петрофізичних типів порід (інтегрований метод Skalinski M. та ін., інтегрований підхід до петрофізичної типізації Salman S.M. та Bellah S.). Також автором в цьому розділі опрацьовано методи дослідження структури пустотного простору складнопобудованих порід-колекторів. Показано, що виділяють два основні підходи до вивчення структури пустотного простору порід: прямі (з прямим дослідженням керну) та опосередковані (за обробкою результатів петрофізичних досліджень порід). В даній роботі автором був проаналізований опосередкований метод акустичної інверсії для визначення структури пустотного простору порід-колекторів, що розроблений на кафедрі геофізики ННІ «Інститут геології» КНУ імені Тараса Шевченка, зокрема: Г.Т. Продайводою, С.А. Вижвою, І.М. Безродною та ін. Представлено результати аналізу методик досліджень, що стосуються фізики порід у контексті петрофізичної типізації, виконаних як іноземними, так і вітчизняними дослідниками. У цих роботах розглядаються підходи до аналізу та прогнозування пружних властивостей, оцінки впливу насичення на розповсюдження пружних хвиль і застосування отриманих даних для характеристики колекторів. Встановлено, що на даний момент недостатньо досліджено питання фізики порід при проведенні петрофізичної типізації, що й планується виконати у даній роботі. В другому розділі автором проаналізовано результати геологічного вивчення об’єкту досліджень та охарактеризовано особливості порід верхньовізейських та нижньовізейсько-турнейських відкладів центральної та північної прибортової частини Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ). Встановлено, що карбонатні породи турнейського ярусу досліджених родовищ зазнали інтенсивних вторинних змін – доломітизації, тріщинуватості, кавернозності та цементації, що суттєво вплинуло на формування їх пустотного простору, особливо в карбонатних породах. Наприклад, у вапняках горизонту Т-1 Березівського родовища спостерігаються конкреції піриту та коралів, що свідчить про інтенсивні діагенетичні зміни. Аналіз результатів дослідження літературних і фондових джерел показав, що на Березівському родовищі найбільш перспективним є горизонт В-16, який має значну варіативність ефективної товщини (до 23,6 м), літологічно представлений пісковиками з пористістю 2,5 - 15,3 %, газонасиченістю 70,0 – 96,0 %. На Котелевському родовищі найбільш перспективним є горизонт В-25-26, що представлений пісковиками з пористістю від 6,0 % до 16,7 % і газонасиченістю від 78,9 % до 94,5 %. На Краснокутському родовищі найбільш перспективним є горизонт В-26, де газонасиченість пісковиків варіюється від 58,0 % до 72,0 % і має пористість 6,0-8,2 %. Третій розділ присвячений методиці обробки та інтерпретації даних методів геофізичних досліджень свердловин з визначенням літології, петрофізичних параметрів досліджених інтервалів та розробці методичного підходу до петрофізичної типізації складнопобудованих порід-колекторів верхньовізейських та нижньовізейсько-турнейських відкладів центральної та північної прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. У цьому розділі обґрунтовано вибір основних методів аналізу та типізації порід на основі комплексу геофізичних даних. Особливу увагу приділено розробці підходів, які дозволяють врахувати складну будову пустотного простору колекторів, зумовлену як первинною фаціальною неоднорідністю, так і вторинними змінами – тріщинуватістю, кавернозністю, доломітизацією. В першій частині розділу показано алгоритм проведення обробки та інтерпретації матеріалів геофізичних методів досліджень свердловин детерміністичним шляхом з визначенням літології, петрофізичних параметрів досліджених інтервалів та їхнього насичення для трьох свердловин. Автором було враховано емпіричні залежності для оцінки коефіцієнтів пористості та проникності продуктивних пластів та характеру їхнього насичення зі звітів по підрахунку запасів Березівського, Котелевського та Краснокутського родовищ. Автором розроблено методику, в основі якої лежить принцип комплексної інтерпретації результатів геофізичних досліджень свердловин із використанням каротажних даних та математичного моделювання. Ключовими етапами методичного підходу є: • попередній літолого-фаціальний аналіз розрізу для визначення характеру відкладів, зон розвитку пористих і тріщинуватих порід, виявлення вторинних змін (доломітизація, розчинення, цементація тощо); • виділення петрофізичних параметрів (коефіцієнти глинистості, пористості, насичення) за результатами каротажу; • застосування емпіричної моделі Вінланда – для оцінки впливу структури пустотного простору на взаємозв’язок між пористістю та проникністю та визначення ефективного радіусу пустот; • виділення петрофізичних типів на основі введеного класифікаційного параметра R для статистичного групування інтервалів; • аналіз пружних властивостей порід та побудова діаграм залежності швидкостей повздовжних (Vp), поперечних (Vs) хвиль та густини (ρ) від пористості для знаходження параметрів матриці для окремих вибірок шляхом екстраполяції функцій в область нульової пористості; • виділення типів порід-колекторів з кількісно визначеними особливостями їх внутрішньої будови, зокрема, форматами та концентраціями їхніх пустот різних типів; • уточнення кореляційних залежностей між петрофізичними та пружними параметрами для кожного виділеного типу з метою побудови прогнозних моделей колекторських властивостей. В четвертому розділі наведено результати впровадження комплексної методики петрофізичної типізації верхньовізейських та нижньовізейсько-турнейських відкладів досліджуваної групи родовищ. Автором було виділено дві вибірки: верхньовізейські та нижньовізейсько-турнейські відклади. В межах кожної вибірки на основі класифікаційного параметра R автором було виділено сім груп порід-колекторів (R=1 ÷ 7), що мають подібні значення ефективного радіусу пустот. Виділення однотипних пропластків за розміром пустот дало змогу отримати стійкі рівняння кореляції між коефіцієнтами пористості та проникності для кожного з типів окремої вибірки. Автором був проведений статистичний аналіз ефективного радіусу переважаючих пустот порід-колекторів, що дозволив виявити особливості внутрішньої будови верхньовізейських та нижньовізейсько-турнейських відкладів. Після проведення першого етапу петрофізичної типізації порід-колекторів для трьох свердловин Березівського, Котелевського та Краснокутського родовищ було cформовано 28 вибірок значень з 729 пропластків, для яких визначено концентрацію пустот різного походження при визначенні їх форматів та проведено оцінку типів порід-колекторів. Автором встановлено ряд особливостей структури пустотного простору досліджуваних відкладів: • для Березівського родовища: міжзернові пустоти домінують у верхньовізейських відкладах, причому мікротріщини повністю відсутні; для нижньовізейсько-турнейських відкладів зростає вміст вторинних пустот, в наявності є невелика частина мікротріщин, що свідчить про появу карбонатної складової; • для Котелевського родовища: верхньовізейські та нижньовізейсько-турнейські відклади мають як міжзернові пустоти, так і каверни та тріщини, що вказує на складні умови діагенезу або неоднорідності осадконакопичення цих відкладів; • для Краснокутського родовища: верхньовізейські та нижньовізейсько-турнейські відклади мають більш ущільнений тип порід (відсутність порід з великим розміром пустот), що може ускладнювати фільтрацію, але наявність мікротріщин повинна це компенсовувати. За отриманими результатами досліджень в пропластках порід верхньовізейського ярусу Краснокутського, Березівського і Котелевського родовищ встановлено 6 типів порід-колекторів: гранулярний, гранулярно-тріщиний, тріщино-гранулярний, кавернозно-гранулярно-тріщиний, тріщинно-кавернозно-гранулярний та кавернозно-тріщинно-гранулярний. При дослідженні порід-колекторів нижньовізейсько-турнейських відкладів різноманітність структури пустотного простору досліджених пропластків також зберігається за виключенням порід Краснокутського родовища, де встановлено тільки кавернозно-гранулярно-тріщинні колектори. На основі проведеної комплексної петрофізичної типізації та аналізу акустичних параметрів автором були виділені характерні діапазони акустичних імпедансів (AI) та співвідношень швидкостей пружних хвиль (Vp/Vs) для продуктивних інтервалів різних стратиграфічних комплексів свердловин Березівського, Котелевського, Краснокутського родовищ: • Продуктивні пропластки верхньовізейських відкладів свердловини Березівського родовища складені пісковиками з АІ – 9600 ÷ 12500 г•м/см3•с, Vp/Vs – 1,58 ÷ 1,65 та карбонатами з АІ – 12300 ÷ 15400 г•м/см3•с, Vp/Vs – 1,86 ÷ 1,92. • Продуктивні пропластки нижньовізейсько-турнейських відкладів свердловини Березівського родовища складені пісковиками з АІ – 8500 ÷ 13400 г•м/см3•с, Vp/Vs – 1,60÷ 1,69 та карбонатами з АІ – 12500 ÷ 14500 г•м/см3•с, Vp/Vs – 1,86 ÷ 1,90. • Продуктивні пропластки верхньовізейських відкладів свердловини Котелевського родовища складені пісковиками з АІ – 10100 ÷ 12400 г•м/см3•с, Vp/Vs – 1,54 ÷ 1,66 та карбонатами з АІ – 11600 ÷ 15000 г•м/см3•с, Vp/Vs – 1,84 ÷ 1,93. • Продуктивні пропластки нижньовізейсько-турнейських відкладів свердловини Котелевського родовища складені переважно пісковиками з АІ – 12000 ÷ 15000 г•м/см3•с, Vp/Vs – 1,81÷ 1,89. • Продуктивні пропластки верхньовізейських відкладів свердловини Краснокутського родовища складені переважно пісковиками з АІ – 10500 ÷ 12500 г•м/см3•с, Vp/Vs – 1,60 ÷ 1,70. • Продуктивні пропластки нижньовізейсько-турнейських відкладів свердловини Краснокутського родовища складені карбонатами з АІ – 10500 ÷ 16000 г•м/см3•с, Vp/Vs – 1,80 ÷ 1,97. Розроблена автором комплексна методика петрофізичної типізації має приклади успішної реалізації під час випробування розглянутих у роботі складнопобудованих колекторів нафти й газу. Підтвердженням ефективності розробленої комплексної методики є результати випробувань, де надходження газу зафіксовано з пропластка з радіусом пустот 8,85 мкм та тріщинною пористістю 0,9 % при загальній – 9,4 %. Результати, отримані в дисертаційній роботі, можуть бути використані при подальшому випробуванні верхньовізейських покладів свердловин даної групи родовищ. Таким чином, автором було розроблено комплексну методику для типізації складнопобудованих порід-колекторів верхньовізейських та нижньовізейських-турнейських відкладів, побудови їх петрофізичних моделей, результати впровадження методики було відтворено у вигляді узагальнених таблиць. Наукова новизна: 1. Вперше для верхньовізейських та нижньовізейсько-турнейських відкладів центральної та північної прибортової зони ДДЗ запропоновано новий підхід до петрофізичної типізації складнопобудованих порід-колекторів, заснований на емпіричній моделі Вінланда. 2. Вдосконалено методику визначення структури пустотного простору порід-колекторів, де вперше при виборі початкового наближення математичної моделі пластів-колекторів (групи пластів) були використані дані попередньо визначеного ефективного радіусу пустот верхньовізейських та нижньовізейських-турнейських відкладів центральної та північної прибортової зони ДДЗ. 3. Вперше з врахуванням структури пустотного простору нафтогазонасичених покладів верхньовізейських та нижньовізейсько-турнейських відкладів центральної та північної прибортової зони ДДЗ визначено граничні межі пружних параметрів, що дозволяє виокремлювати перспективні інтервали складнопобудованих порід-колекторів за акустичними властивостями. 4. Розроблену комплексну методику для побудови петрофізичних моделей складнопобудованих порід-колекторів вперше адаптовано для верхньовізейських та нижньовізейсько-турнейських відкладів досліджуваних родовищ.The dissertation presents a rock typing of structurally complex reservoirs based on well-logging data, aimed at characterizing their reservoir properties by determining void-space structure and establishing the bounding elastic parameters for the Upper Visean and Lower Visean–Tournaisian formations of the central and northern marginal zone of the Dnipro-Donets Basin. In the introduction, the author provides a detailed justification of the of the study within the framework of Ukraine’s national mineral‐resource development program through 2030. It clearly states the aim, objectives, subject, and object of research; formulates the novelty of the results; and emphasizes their scientific and practical significance. The author’s personal contribution and the approbation of findings at conferences and in publications are documented, confirming the work’s originality and methodological rigor. The first chapter reviews the literature on reservoir‐rock typing, void‐space characterization, and rock‐physics studies. Approaches to structurally complex reservoirs characterized by intricate pore geometries, heterogeneous lithology, and variable reservoir propertie are systematized into four principal categories: petrophysical, lithological, litho‐petrophysical, and integrated methods. Early contributions by G.E. Archie on void‐size distribution and static–dynamic petrophysical parameter correlations are noted. The petrophysical methods classify reservoir rocks based on their physical characteristics – specifically void-space structure and pore-throat dimensions. The most widely adopted petrophysical-typing techniques include the Hydraulic Flow Unit (HFU) method developed by J.O. Amaefule et al. (1993); the PSG (Pore Structure and Geometry) classification introduced by Permadi and Susilo; Leverett’s J-function for quantifying void-scale heterogeneity; and Winland’s empirical pore-throat model, which provides a wellestablished equation for estimating the effective pore radius. Winland’s correlation remains one of the principal empirical models for determining effective pore radii in reservoir rocks, underpinning subsequent studies of pore-space architecture and serving as a core component of workflows that classify reservoir rocks by their porositypermeability behavior. In addition to petrophysical methods, this chapter reviews lithological typing approaches, which group rocks by qualitative sedimentological and genetic criteria – such as Choquette & Pray’s carbonate‐porosity classification and Dunham’s carbonate fabric scheme (expanded by Embry & Klovan). Litho-petrophysical methods, which integrate textural and petrophysical data (e.g., Archie’s carbonate classification; Lucia’s structural-petrophysical taxonomy; Khanin’s sandstone–siltstone reservoir typology), are also examined. Finally, integrated typing approaches where no single classification attribute dominates, such as the methods proposed by Skalinski et al. and by Salman & Bellah are discussed. The author also explored methods for investigating the void-space structure of structurally complex reservoirs in this chapter. It is demonstrated that two primary approaches are used for such studies: direct methods, which involve core analysis, and indirect methods, based on the interpretation of petrophysical data. This work focuses on the analysis of an indirect acoustic inversion method for characterizing the voidspace structure of reservoirs, developed at the Department of Geophysics, Institute of Geology, Taras Shevchenko National University of Kyiv (Prodaivoda, Vyzhva, Bezrodna et al.). The chapter also presents a review of methodologies within the field of rock physics as they relate to petrophysical classification, drawing on both domestic and international studies. These works address approaches to analyzing and predicting elastic properties, evaluating the effects of fluid saturation on wave propagation, and applying the results to characterize reservoir rocks. It is noted that rock physics aspects of petrophysical classification remain underexplored, a gap that the present study aims to address. In the second chapter, the author conducts a detailed geological assessment of the study area and characterizes the reservoir properties of the Upper Visean and Lower Visean–Tournaisian formations of the central and northern marginal zone of the Dnipro-Donets Basin. It is shown that the Tournaisian carbonates across the examined fields have undergone intense secondary diagenetic alterations – dolomitization, fracturing, vug development, and cementation – which have profoundly modified their pore-space architecture. For example, pyrite and coral concretions observed in the T-1 limestone of the Berezivske field testify to vigorous diagenetic activity. A review of both published literature and archived well-data indicates the most prospective intervals in each field. In the Berezivske field, the V-16 sandstone exhibits significant variability in net thickness (up to 23,6 m) and is characterized by porosities of 2,5–15,3 % and gas saturations of 70–96 %. In the Kotelevske field, the V-25-26 sandstone shows porosities ranging from 6,0 % to 16,7 % and gas saturations between 78,9 % and 94,5 %. In the Krasnokutske field, the V-26 sandstone displays porosities of 6,0–8,2 % and gas saturations of 58–72 %. The third chapter details the methodology for deterministic processing and interpretation of well‐log data to determine lithology, petrophysical parameters, and saturation, and for developing a petrophysical‐typing workflow for the Upper Visean and Lower Visean–Tournaisian reservoir rocks of the central and northern marginal zone of the Dnipro-Donets Basin. In this chapter, the selection of key analytical and facies-typing methods based on an integrated suite of well-logging data is justified. Particular attention is given to developing workflows that account for the complex voidspace structure of the reservoirs, driven by both primary facies heterogeneity and secondary modifications such as fracturing, vugging, and dolomitization. The first section presents a deterministic workflow for processing and interpreting well-logging data to determine lithology, petrophysical properties, and fluid saturation of the investigated intervals in three wells. Empirical correlations for porosity, permeability, and saturation from the reserve‐assessment reports of the Berezivske, Kotelevske, and Krasnokutske fields were integrated to calibrate and validate the petrophysical interpretation. The author devised a methodology grounded in the integrated interpretation of well-logging data and mathematical modeling. The key steps are: •Preliminary lithofacies–facies analysis to characterize depositional environments, identify porous and fractured zones, and detect secondary alterations (dolomitization, dissolution, cementation, etc.). •Extraction of petrophysical parameters (shale volume, porosity, fluid saturation) from well-logging data. •Application of the Winland empirical model to assess the influence of void-space structure on the porosity–permeability relationship and to calculate the effective pore radius. •Rock typing using parameter R to statistically cluster intervals by void-size characteristics. •Analysis of elastic properties: construction of plots of compressional wave velocity (Vp), shear wave velocity (Vs), and density (ρ) versus porosity, and determination of matrix parameters for each data cluster by extrapolating the trend lines to zero porosity. •Identification of reservoir rock types: classification based on quantitatively defined internal structural characteristics, including the configuration and concentration of various void types. •Refinement of correlations between petrophysical and elastic parameters for each identified reservoir rock type, aimed at developing predictive models of reservoir properties. The fourth chapter presents results of the comprehensive petrophysical rock typing methodology for the Upper Visean and Lower Visean–Tournaisian formations applied to the study fields. The author organized the data into two sets (Upper Visean and Lower Visean– Tournaisian deposits) and employed the classification parameter R within each set to delineate seven reservoir-rock groups (R = 1–7) characterized by similar effective poreradius intervals. Such pore-size-based typing facilitated the derivation of robust porosity–permeability correlation models for each group. A statistical evaluation of the dominant pore-radius distributions then uncovered the main traits of the pore-space structure in both formations. After the first stage of petrophysical typing in the three wells of the Berezivske, Kotelevske, and Krasnokutske fields, 28 samples were compiled from 729 intervals. For each sample, the concentration of voids of various origins was quantified during void‐type identification, and reservoir‐rock types were evaluated. The author identified the following void‐space characteristics in the studied intervals: •Berezivske field: in the Upper Visean deposits, intergranular porosity predominates and microfractures are absent. In the Lower Visean–Tournaisian deposits, the proportion of secondary pores increases and a minor population of microfractures appears, indicating the development of a carbonate component. •Kotelevske field: Both Upper Visean and Lower Visean–Tournaisian deposits exhibit intergranular pores, vugs, and fractures, indicating complex diagenetic conditions or heterogeneous sedimentation. •Krasnokutske field: Upper Visean and Lower Visean–Tournaisian deposits display a more compact rock fabric (absence of large‐pore type rocks), which may impede fluid flow; however, the presence of microfractures is expected to compensate. Six rock‐types were characterized in the Upper Visean interval (granular; granular‐fractured; fractured‐granular; vuggy‐granular‐fractured; fractured‐vuggy‐ granular; vuggy‐fractured‐granular), with analogous diversity in the Lower Visean– Tournaisian except for the Krasnokutske field where only the vuggy‐granular‐fractured type was found. Based on the comprehensive petrophysical-typing and rock-physics analysis, the author has defined characteristic acoustic-impedance (AI) and Vp/Vs intervals for the productive horizons in wells of the Berezivske, Kotelevske, and Krasnokutske fields: •The productive intervals of the Upper Visean deposits in the well of the Berezivske field consist of sandstones with acoustic impedance (AI) of 9600 ÷ 12500 g·m/cm³·s (Vp/Vs – 1,58 ÷ 1,65) and carbonates with AI of 12300 ÷ 15400 g·m/cm³·s (Vp/Vs – 1,86 ÷ 1,92). •The productive intervals of the Lower Visean–Tournaisian deposits in the well of the Berezivske field consist of sandstones with AI of 8500 ÷ 13400 g·m/cm³·s (Vp/Vs – 1,60 ÷ 1,69) and carbonates with AI of 12500 ÷ 14 500 g·m/cm³·s (Vp/Vs – 1,86 ÷ 1,90). •The productive intervals of the Upper Visean deposits in the well of the Kotelevske field consist of sandstones with AI of 10100 ÷ 12400 g·m/cm³·s (Vp/Vs – 1,54 ÷ 1,66) and carbonates with AI of 11600 ÷ 15 000 g·m/cm³·s (Vp/Vs – 1,84 ÷ 1,93). •The productive intervals of the Lower Visean–Tournaisian deposits in the well of the Kotelevske field are composed predominantly of sandstones with AI of 12000 ÷ 15 000 g·m/cm³·s (Vp/Vs – 1,81 ÷ 1,89). •The productive intervals of the Upper Visean deposits in the well of the Krasnokutske field are composed predominantly of sandstones with AI of 10500 ÷ 12500 g·m/cm³·s (Vp/Vs – 1,60 ÷ 1,70). •The productive intervals of the Lower Visean–Tournaisian deposits in the well of the Krasnokutske field consist of carbonates with AI of 10500 ÷ 16000 g·m/cm³·s (Vp/Vs – 1,80 ÷ 1,97). The author’s integrated methodology for petrophysical rock typing has been successfully applied during testing of the structurally complex hydrocarbon reservoirs examined in this study. Its effectiveness is demonstrated by test results in which gas production was recorded from a layer with a pore-radius of 8,85 µm and fracture porosity of 0,9 %, within a total porosity of 9,4 %. The results of this dissertation may be employed in further testing of the Upper Visean reservoirs of this field group. Thus, the author has developed a comprehensive methodology for rock typing of structurally complex hydrocarbon reservoirs in the Upper Visean and Lower Visean– Tournaisian formations, for building their petrophysical models, and has presented the implementation results in the form of summary tables. Scientific novelty: 1. For the first time, based on the Winland empirical model a novel approach to petrophysical typing of structurally complex reservoir rocks in the Upper Visean and Lower Visean–Tournaisian formations of the central and northern marginal zone of the Dnipro-Donets Basin has been proposed. 2. An improved methodology for characterizing the pore-space structure of reservoir rocks, where the initial approximation of the mathematical model of reservoir intervals (or interval groups) incorporates previously determined effective pore-radius data from the Upper Visean and Lower Visean–Tournaisian formations of the central and northern marginal zone of the Dnipro-Donets Basin. 3. For the first time, the bounding limits of elastic parameters have been determined by taking into account the pore-space structure of hydrocarbon-saturated reservoirs in the Upper Visean and Lower Visean-Tournaisian formations of the central and northern marginal zone of the Dnipro-Donets Basin, enabling the identification of prospective intervals of structurally complex reservoir rocks by their acoustic properties. 4. The integrated workflow for constructing petrophysical models of structurally complex reservoir rocks has been adapted for the first time to the Upper Visean and Lower Visean-Tournaisian formations of the studied fields.ukпетрофізична типізаціяструктура пустотного просторупороди-колекторипетрофізичні параметригеофізичні дослідження свердловинкоефіцієнт пористостіфільтраційно-ємнісні параметришвидкість пружних хвильДніпровсько-Донецька западинаpetrophysical rock typingpore‐space structurereservoir rockspetrophysical parameterswell‐loggingporosity coefficientporosity and permeability propertiesvelocity of elastic wavesDnipro-Donets BasinДисертація