Комплексная интерпретация геохимических, физико-химических исследований и PVT параметров для верификации фазовой зональности залежей (на примере месторождения Восточный Урихтау)

Полный текст

Введение

Региональный обзор и геологическое строение. Прикаспийская впадина является одной из наиболее глубоких и перспективных нефтегазоносных провинций Казахстана. Субокеанический генезис её палеоструктур обусловил формирование мощного осадочного чехла с уникальным ресурсным потенциалом. Продуктивность региона охватывает широкий стратиграфический диапазон — от среднего девона до неогена, однако основные запасы сосредоточены в позднепалеозойских подсолевых карбонатных комплексах [1]. В восточном секторе впадины ключевым объектом является Жанажольская система карбонатных платформ, формирование которой в визейско-гжельский век обеспечило накопление мощных мелководно-шельфовых осадков, вмещающих такие месторождения, как Жанажол, Урихтау, Кожасай и Алибекмола [2].

Генетическая типизация нефтей Восточного Прикаспия. Современные исследования биомаркерного состава флюидов указывают на наличие множественных автономных центров генерации углеводородов (УВ). Установлено, что нефти подсолевых отложений (Кожасай, Алибекмола, Урихтау) генерированы преимущественно карбонатной нефтематеринской породой (НМП) морского генезиса. В то же время нефти надсолевых комплексов (Каратобе, Южное Каратобе) связаны с морским глинистым органическим веществом (ОВ) [5, 6].

Особый интерес представляет термическая зрелость: подсолевые нефти карбонатного генезиса характеризуются относительно низкими показателями катагенеза по сравнению с надсолевыми аналогами (Лактыбай, Акжар Восточный). На основе анализа 130 образцов был сформирован «Геохимический атлас», в котором выделено 7 групп нефтей, отражающих фациальную изменчивость НМП и пути миграции флюидов в восточной части бассейна.

Рис.1. Генетическая типизация нефтей Восточного Прикаспия

Fig. 1. Genetic typing of oils of the Eastern Caspian region

 

Проблема фазового состояния месторождения Восточный Урихтау. Месторождение Восточный Урихтау, открытое в 2015 году, является продолжением развития ресурсной базы Урихтауской группы поднятий. Продуктивность здесь установлена в карбонатных толщах КТ-I и КТ-II. Однако в ходе освоения и бурения скважин ВУ-6 и ВУ-7 возникла острая научно-практическая неопределенность, связанная с фазовой принадлежностью флюидов.

При среднем уровне газового фактора (ГФ) по месторождению в пределах 300–500 м³/м³, в указанных скважинах зафиксированы аномальные значения ГФ, достигающие 1000 м³/м³. Это создает дилемму: имеем ли мы дело с нефтяной залежью с высоким содержанием растворенного газа (летучая нефть) или с ретроградной газоконденсатной системой.

 Продолжением развития ресурсной базы региона стало открытие месторождения Восточный Урихтау в 2015 году. При испытании поисковой скважины ВУ-1 из отложений КТ-II был получен приток газа дебитом 10 480 м³/сут и нефти — 1,5 м³/сут. Оперативный подсчет запасов для КТ-I и КТ-II был выполнен 2016г, а последний пересчет запасов был успешно защищен в 2023 году.

По результатам интерпретации глубинных проб флюидов возникает неопределённость в вопросе наличия газовой шапки на месторождении Восточный Урихтау. Сопоставление гипсометрических отметок газонефтяных контактов по соседним месторождениям — Жанажол (−3385 м) и Урихтау Центральный (−3470 м) — свидетельствует об их близком структурном положении в пределах региона (рис. 2). В то же время, для Восточного Урихтау по данным глубинных проб предполагаемый газонефтяной контакт фиксируется на значительно более низкой отметке (−3792,6 м), что не согласуется с региональной структурной моделью и установленными закономерностями распределения флюидов.

Урихтау Центр.

Жанажол

В. Урихтау

Рисунок 2. Структурная карта по ОГ КТ-2

Figure 2. Structural map of the KT-II horizon

 

Указанное расхождение позволяет предположить отсутствие классической газовой шапки на месторождении Восточный Урихтау. Зафиксированные повышенные значения газового фактора и признаки газоконденсатности, вероятно, обусловлены фазовым поведением углеводородной системы (разгазирование нефти, переходные флюиды), а также повышенной термической зрелостью органического вещества.

Необходимость уточнения фазового состояния флюидов была выявлена по результатам бурения скважин ВУ-6 и ВУ-7, где зафиксированы аномально высокие значения газового фактора. При среднем по месторождению уровне 300–500 м³/м³, по данным глубинных проб в этих скважинах ГФ достигает 1000 м³/м³, что указывает на возможную неоднородность фазового состояния углеводородов.

Актуальность и задачи исследования. Корректная идентификация типа флюида («нефть» или «газоконденсат») на этапе доразведки имеет критическое значение для недропользования. Ошибка в типизации ведет к неверному выбору объемных коэффициентов, что влечет погрешность в оценке извлекаемых запасов жидких УВ в диапазоне 20–40%. Высокая летучесть компонентов в подсолевых горизонтах может быть следствием как гравитационной сегрегации в единой системе, так и высокой термической зрелости ОВ в глубокопогруженных зонах генерации.

Целью данной работы является установление генетической и фазовой принадлежности пластовых систем Восточного Урихтау (7 скважин). Для решения поставленных задач применен мультидисциплинарный подход, включающий газовую хроматографию, детальный биомаркерный анализ и комплексные PVT-исследования глубоких проб.

 

Материалы и методы

Объектом геохимических исследований послужили семь проб флюида (ВУ-1 – ВУ-8) месторождения Восточный Урихтау (рис.3). Аналитическая часть работы, включающая детальный анализ состава углеводородов, была реализована в профильной лаборатории Атырауского филиала «КМГ Инжиниринг.

Для геохимического исследования нефти применялись методы хроматографии (ГХ), газовой хроматографии с масс-спектрометрией (ГХ-МС) и фингерпринтинг нефти которые позволяют определить состав и происхождение нефти, оценить условия её формирования и преобразования, а также генетическую типизацию нефти.

 

Результаты и обсуждение

Первичным индикатором, позволяющим дифференцировать нефтяные системы от газоконденсатных на этапе полевых исследований, являются их оптические свойства, в частности колориметрические характеристики. Все исследованные образцы месторождения Восточный Урихтау характеризуются выраженным коричневым цветом (Рис.3, д). Данный оптический признак косвенно подтверждает значительное содержание средне- и высокомолекулярных компонентов (включая н-алканы и смолисто-асфальтеновые вещества), что типично для стабильных нефтяных фаз.

В противоположность этому, типичные газоконденсатные системы характеризуются светло-желтой или соломенной окраской, обусловленной преобладанием легких дистиллятных фракций и отсутствием тяжелых полициклических структур. Подобные цветовые характеристики в пробах Восточного Урихтау зафиксированы не были.

 

 

а)

б)

                  

Рисунок 3. а) Карта Прикаспийского бассейна, б) геологическая модель В.Урихтау, с) схема ВНК месторождения Восточный Урихтау, д) отобранные образцы УВ

Figure 2. a) Map of the Caspian basin; b) V. Urikhtau’s geological model; c) OWC Scheme of East Urikhtau field; d) selected HC samples

 

Геохимические анализы

Для детальной интерпретации их генезиса на молекулярном уровне был применен ряд аналитических методов, включающий газожидкостную хроматографию, определение биомаркерных параметров и анализ распределения ароматических углеводородов.

На основе данных хромато-масс-спектрометрического анализа были рассчитаны параметры, указанные в Таблице 1.

 

Таблица 1. Результаты хромато-масс-спектрометрического анализа

 

Образцы	VU-1	VU-2	VU-3	VU-4	VU-6	VU-7	VU-8
Горизонт	КТ-II
Интервал отбора	3981.7-4081.0	4015.0-4054.0	4012.0-4132.0	3976.0-4121.0	4015.0-4095.0	4143.8	4068.0
Pr/Ph	1.539	1.535	1.182	1.135	-	1.329	1.457
Pr/C17	0.643	0.632	0.638	1.712	-	0.613	0.605
Ph/C18	0.501	0.487	0.620	1.521	-	0.511	0.479
C17/C27	4.386	3.623	2.984	1.524	-	4.048	3.820
CPI-1	1.009	0.975	1.166	1.083	-	0.792	0.034
C29 st S/R	1.169	1.129	1.052	1.060	1.512	0.984	0.832
C29 st I/R	1.528	1.505	1.482	1.461	1.391	1.282	1.244
C29 st/30 H	0.778	0.886	0.668	0.750	-	0.567	0.544
19 TT/23 TT	0.125	0.117	0.130	0.122	-	0.139	0.122
20 TT/21 TT	0.752	0.774	0.778	0.781	-	0.786	0.709
Ts/Tm	0.423	0.443	0.418	0.444	-	0.407	0.476
29H	0.791	0.759	0.606	0.681	-	0.597	0.512
30H	0.476	0.449	0.451	0.462	-	0.541	0.680
31H	0.309	0.349	0.453	0.386	-	0.379	0.345
29 Ts/29Tm	0.166	0.154	0.140	0.169	0.519	0.170	0.207
4/1 MDBT	3.085	3.036	2.969	3.054	3.131	3.030	3.050
3+2/1 MDBT	2.991	2.983	2.822	3.018	3.096	3.092	3.118
DBT/Phen	1.698	1.561	1.888	1.489	2.631	1.790	1.547

 

Анализ газовых хроматограмм и масс-фрагментограмм по характерному иону m/z 57 (рис. 4) выявил присутствие гомологического ряда н-алканов в диапазоне от C6 до C33. Наличие высокомолекулярных компонентов (>C20) свидетельствует о значительном содержании тяжелых фракций, что является типичным признаком нефтяных систем. В отличие от исследуемых образцов, углеводородный профиль типичных газоконденсатов обычно ограничен компонентами до C20, а присутствие соединений состава до C30 в них фиксируется лишь в виде следовых количеств при специфических термобарических условиях.

 

Рисунок 4. Хроматограммы образцов нефти месторождения В.Урихтау

Figure 4. Chromatograms of oil from the Eastern Urikhtau field

 

Для детального сопоставления исследуемых флюидов был проведен прецизионный анализ методом LTM-MD-GC (низкотермическая многомерная газовое хроматография). Основной задачей данного этапа являлось построение «отпечатков пальцев» (fingerprinting) на основе распределения 12 реперных ароматических компонентов. Несмотря на то, что выбранные ароматические идентификаторы присутствуют в составе как нефтей, так и газоконденсатов (что ограничивает их использование для фазовой дифференциации), их количественные соотношения служат надежным критерием для корреляции флюидов. Практически идентичный профиль распределения этих 12 пиков во всех исследованных пробах (рис. 5) свидетельствует о Высокой гидродинамической связности между продуктивными пластами и коллекторами в пределах изученного участка и о Едином генезисе: формирование залежей происходило в идентичных геологических условиях из общего нефтематеринского источника (единой очаговой зоны). Таким образом, выявленная высокая степень конвергенции геохимических параметров позволяет экстраполировать выводы, полученные для отдельных скважин, на всю совокупность флюидов месторождения Восточный Урихтау.

По данным фингерпринтинга установлено, что нефти всех скважин демонстрируют схожие хроматографические отпечатки, что свидетельствует о хорошей гидродинамической связи между коллекторами. Это позволяет предположить, что залежи в изученных скважинах формировались в сходных геологических условиях и, вероятно, относятся к единой нефтематеринской системе.

 

Рисунок 5. Фингерпринтинг образцов

Figure 5. fingerprinting

 

Для верификации генетического типа флюида был проведен детальный биомаркерный анализ. Идентификация стеранов и терпанов методом ГХ-МС является фундаментальным этапом геохимических исследований, позволяющим получить исчерпывающую информацию о происхождении и эволюции нефти.

 

 

Рисунок 6. Масс-фрагментограмма терпанов на m/z 191 и стеранов на m/z 217 

Figure 6. Mass fragmentogram of terpanes at m/z 191 and steranes at m/z 217

 

Для сырой нефти характерен полный набор терпанов от C19 до C35 (рис. 6). Это молекулярный «каркас», который свидетельствует о том, что флюид не подвергался экстремальному термическому воздействию или фазовой фракции, которая отсекла бы тяжелые хвосты. Газоконденсаты, как правило, сильно обеднены тяжелыми биомаркерами. В «чистых» (вторичных) конденсатах терпаны выше C30 (гопаны) часто отсутствуют или находятся ниже предела обнаружения масс-спектрометра. Тот факт, что во всех пробах (кроме ВУ-6) присутствует весь ряд (C19–C35), говорит о том, что это, скорее всего, исследованные образцы ВУ являются легкой нефтью, а не конденсатом в классическом понимании. Флюид сохранил признаки жидкой фазы, характерные для нефтяных систем (рисунок 6).

На масс-фрагментограммах ароматической фракции всех исследованных проб месторождения Восточный Урихтау идентифицированы полициклические арены и серосодержащие гетероциклические соединения, в частности: Фенантрены (C14H10) и их метилированные производные — метилфенантрены (C15H12);Дибензотиофены (DBT, C12H8S) и метилдибензотиофены (C13H10S). (рисунок 7). Присутствие данных высококипящих компонентов в составе флюидов свидетельствует о смешанной природе углеводородных систем. Распределение указанных идентификаторов указывает на генетическую связь как с нефтяными залежами, так и с газоконденсатной составляющей, что характерно для сложных многофазных резервуаров. Высокая интенсивность пиков указанных соединений на масс-фрагментограммах (ось ординат) дает основание предполагать превалирование нефтяной составляющей над газоконденсатной. Данный вывод базируется на закономерностях термической деструкции: в условиях жесткого термобарического режима (высокие температуры и давления), характерных для глубокопогруженных газоконденсатных систем, концентрация полициклических ароматических углеводородов и гетероциклических соединений закономерно снижается вследствие процессов термического крекинга.

Коэффициент легкости для нефти обычно <1, для конденсата очень высокие (5<). В данном случае, коэффициент легкости варьируется от 0,77 до 0,85, что указывает на нефть.

Результаты кросс-плота в координатах отношения пристан/фитан от С17/С27 подтверждают, что все исследованные пробы месторождения Восточный Урихтау локализуются в области недеградированных («нормальных») нефтей (рис. 8). Данная закономерность полностью согласуется с результатами масс-спектрометрического анализа ароматических компонентов и распределением высокомолекулярных н-алканов. На основании имеющихся региональных данных, типичные газоконденсатные системы (на примере месторождений Айракты, Жаркум, Амангельды) характеризуются иными геохимическими метками и попадают в зону испарительного фракционирования (evaporative fractionation). Отсутствие подобных признаков в пробах Восточного Урихтау дополнительно подтверждает их принадлежность к жидким нефтяным фазам.

 

Рисунок 7. Масс-фрагментограммы дибензотиофен (m/z 184), фенантрен (m/z 178), метилдибензотиофен (m/z 198) и метилфенантрены (m/z 192) в исследованных нефтях

Figure 7. Mass fragmentograms of dibenzothiophene (m/z 184), phenanthrene (m/z 178), methyldibenzothiophene (m/z 198) and methylphenanthrenes (m/z 192) in the studied oils

 

Дополнительным подтверждением нефтяной природы исследуемых флюидов служат параметры изомеризации регулярных стеранов C29. На графике зависимости коэффициента конфигурационной изомеризации в положении C29 (S/S+R) для ααα изомеров) от степени эпимеризации в положениях C-14 и C-15 C29 αββ (S+R)/αββ(S+R)+ ααα(S+R)  исследованные образцы локализуются в поле, характерном для большинства генерационных систем нефтяного ряда (рис. 9). Хотя стераны присутствуют в составе как нефтей, так и газоконденсатов, их использование для характеристики последних часто ограничено. Газоконденсатные системы, как правило, характеризуются высокой термической зрелостью, при которой стерановые структуры подвергаются деструкции или достигают состояния равновесия (плато изомеризации), что делает данные параметры малоинформативными. Нахождение проб Восточного Урихтау в «нефтяном окне» на данном графике свидетельствует в пользу их нефтяного генезиса и умеренной термической преобразованности органического вещества.

 

Рисунок 8. График зависимости Pr/Ph и С17/C27

Figure 8. Pr/Ph vsC17/C27 graph

 

 

Рисунок 9. График зависимости изомеров стерана C29ααα (S/S+R) от C29 αββ (S+R)/αββ(S+R)+ ααα(S+R) в нефтях

Figure 9. Graph of the dependence of sterane isomers C29ααα (S/S+R) on C29 αββ (S+R)/αββ(S+R)+ ααα(S+R) in oils

 

Рисунок 10. Диаграмма Кэннона-Кэссоу

Figure 10. Cannon-Cassou diagram

Рисунок 12. График зависимости С29стеран/С30 гопан от Пристан/фитан в исследованных пробах

Figure 12. Plot of the dependence of C29sterane/C30 hopane on Pristane/phytane in the studied samples

Рисунок 11.  График зависимости Pr/Ph от DBT/ Phen

Figure 11. Graph of Pr/Ph dependence on DBT/Phen

Рисунок 13. График зависимости терпанов С27Ts/Tm от C29Ts/Tm в пробе

Figure 13. Graph of the dependence of terpanes C27Ts/Tm on C29Ts/Tm in the sample

 

Физико-химические и PVT анализы

На основании комплексного анализа физико-химических параметров, представленных в таблице 2, все исследованные образцы (BУ-1, BУ-2, BY-3, BY-4, BУ-6, BУ-7, BУ-8) следует классифицировать как нефть. Несмотря на вариативность отдельных показателей, ни одна из проб не демонстрирует совокупности свойств, характерных для газового конденсата. Определяющими критериями для данной классификации стали значения плотности, молекулярной массы и компонентного состава. Плотность всех образцов стабильно превышает 780 кг/м³, достигая 845 кг/м³, что исключает принадлежность к конденсатам, для которых типичны значения ниже 750–800 кг/м³. Молекулярная масса проб находится в диапазоне 179–217 г/моль, тогда как для конденсатов этот показатель практически всегда ниже 150 г/моль. Наиболее убедительным доказательством является содержание тяжелых углеводородов (фракция C7+), которое варьируется от 85% до поразительных 98,6% от общего состава. Столь высокая концентрация тяжелых компонентов полностью исключает возможность отнесения образцов к газоконденсатам, в которых преобладают легкие фракции (C5–C10). Этот вывод дополнительно подтверждается соотношением легких и тяжелых углеводородов (Σ(C1-C9)/Σ(C10+)) полученных по результатам газовой хроматографии: во всех пробах оно составляет менее единицы (0,34–0,68), что является классическим индикатором нефти, где легкие фракции не доминируют над тяжелыми.

Образцы BY-6 и BY-7 классифицируются как нефть, однако они представляют два различных типа нефтяных систем. Образец BY-6 характеризуется плотностью 838,9 кг/м³, что соответствует средней или тяжелой нефти, с умеренным газосодержанием 360 м³/м³ и экстремально высоким содержанием тяжелой фракции C7+ на уровне 96,20 масс.%. Такое сочетание параметров указывает на классическую нефть с незначительным количеством растворенного газа и преобладанием высокомолекулярных соединений.

Сравнение состава жидкости скважины ВУ-7 с составом жидкости других скважин показывает, что содержание С1 выше, чем другие, а содержание С7+ и С30+ намного ниже, чем в других пробах (Таблица 3).

На рисунке 13 можно заметить, что содержание асфальтенов С30+ в пробе, отобранной со скважины ВУ-7, составляет 0,087 моль%, что значительно ниже, чем в других образцах. Такое низкое содержание характерно для газоконденсата.

 

Таблица 2. Результаты геохимических, физико-химических и PVT анализов

Table 2. Results of geochemical, physicochemical and PVT analyses

Параметры	Газоконденсат	Нефть	ВУ-1	ВУ-2	ВУ-3	ВУ-4	ВУ-6	ВУ-7	ВУ-8
Глубина отбора, м			3981,7-4081	4015-4054	4063,1	3976-4121	4169.89	4143.8	4019.95
Геохимические данные
н-алкановый ряд	до С25-30	до С37-40	<C33	<C33	<C33	<C33	-	<C33	<C33
наличие биомаркеров С19-С35	обычно отсутствует	присутствует	присутствует	присутствует	присутствует	присутствует	-	присутствует	присутствует
Σ(C1-C9)/Σ(C10+	>1	<1	0.68	0.60	0.48	0.34		0.33	0.38
Физико-химические параметры
Цвет	желтый	Коричневый	коричневый	коричневый	коричневый	коричневый	коричневый	коричневый	коричневый
Плотность, кг/м3	700-800	>800	829.9	834.3	845,3	842	838.9	843.4	837.3
Молекулярная масса, г/моль	<150	>150	179	201	217	212	204	219	201
Асфальтены, % масс.			0.12	0.15	-	0.20	0.10		0.16
Содержание парафина, % масс.			0.58	0.51	1,97	0.56	1.46		1.86
PVT данные
Маркерный показатель, МПа	Давление начала конденсации (точка росы)
		Давление насыщения нефти газом	32,43	41,09	37,31	38,05	32,89	27,50	34,80
Газосодержание, м3/м3	1000-10000	300-500	376.34	498.09	392,40	248.04	360.51	219,49	162.90
Плотность газа при пластовом давлении, г/см3	<0.5	0.6-0.7<	0,604	0,562	0,616	0,657	0,639	0,6829	0,598
Вязкость, мПа*с	Очень низкая	Относительно высокая	0.30	0,27	0,17	0,90	0,25	0,61	0,290
Компонентный состав (C7+), Масс.%	низкая	высокая	85.35	91.47	98,29	98.64	96.20		90.54

 

Сравнение состава жидкости скважины ВУ-7 с составом жидкости других скважин показывает, что содержание С1 выше чем другие, а содержание С7+ и С30+ намного ниже чем в других пробах (Таблица 3, рис. 14). Компонентный состав разгазированной нефти определен на газожидкостном хроматографе «Хроматэк-Кристалл – 5000», согласно стандарту, ГОСТ Р 54291-2010.

 

Таблица 3. Состав углеводородов по семи образцам нефти м.В.Урихтау

Table 3. Hydrocarbon composition of seven oil samples from the Urikhtau field

№скв	Состав углеводородов (%)								Тип жидкости
	С1	С2	С3	С4	С5	С6	С7+	С30+
ВУ-1	57,14	7,199	4,397	2,17	1,059	1,154	17,569	0,875	Нефть
ВУ-2	63,192	6,565	4,191	1,866	0,808	0,723	14,828	0,726	Нефть
ВУ-3	61,211	5,814	3,705	1,585	0,805	0,648	21,029	1,383	Нефть
ВУ-4	51,338	5,691	2,874	1,484	0,612	0,75	30,007	3,613	Нефть
ВУ-6	56,2	4,838	5,835	2,424	1,147	1,689	22,443	1,226	Нефть
ВУ-7	55,72	5,643	4,816	2,559	1,342	0,751	23,972	1,493	Нефть
ВУ-8	60,209	6,895	4,915	2,411	1,208	1,189	16,443	1,055	Нефть

 

Рисунок 14. Состав углеводородов по С7+ и С30+

Figure 14. Composition of hydrocarbons by C7+ and C30+

 

Методика исследования при постоянной массе CME. Исследование при постоянной массе без выпуска пластовой смеси или PV-соотношения. Исследования нацелены на определение коэффициента сжимаемости и температурного расширения нефти в результате увеличения объема пластовой нефти при снижении давления (при постоянной температуре) или повышении температуры (при постоянном давлении). Определение изотермических PV-соотношений при пластовой температуре позволяет выполнить расчеты изменения величин объемного коэффициента и плотности пластовой нефти при изменении давления от давления насыщения до пластового давления согласно МВИ №02-2017.

Исследования при постоянной массе дают возможность оценки давления насыщения на основе графического изображения результатов измерений соотношений между давлением и объемом пластовой нефти в процессе ее изотермического расширения.

Лабораторные исследования пластовой нефти проводились в лаборатории исследования пластовых флюидов на установке «FLUIDEVAL» (Франция), в соответствии с существующим МВИ 2 №02-2017. Установка оборудована системой видеонаблюдения, которая позволяет в реальном времени отслеживать состояние флюида. При проведении всех семи проб визуальные наблюдения подтвердили, что все образцы являются нефтяными. По результатам PVT исследовании все 7 проб являются нефтяными (рис. 15).

Давление насыщения

Рисунок 15. График соотношения давления к относительному объему

Figure 15. Pressure to volume ratio graph

 

Заключение

По результатам комплексных геохимических, физико-химических и PVT-исследований семи глубинных проб флюидов месторождения Восточный Урихтау (скв. ВУ-1 – ВУ-8) установлены генетическая и фазовая принадлежность углеводородных систем, а также определены закономерности их распределения в пределах карбонатного резервуара.

Биомаркерный анализ (GC-MS) и газохроматографический фингерпринтинг подтвердили генетическое единство всех исследованных проб. Флюиды сформированы в единой нефтематеринской системе, связанной с морскими карбонатными отложениями. Отсутствие следов биодеградации (полная сохранность н-алканов, отсутствие «нафтенового горба») и идентичность биомаркерных профилей свидетельствуют о высокой гидродинамической связности коллекторов и первичной сохранности углеводородов. Параметры изомеризации стеранов и терпанов указывают на нахождение органического вещества в главной фазе нефтеобразования («нефтяное окно») при умеренной термической зрелости.

На основании комплекса критериев (плотность > 780 кг/м³, молекулярная масса > 150 г/моль, содержание фракции C7+ > 85%, соотношение Σ(C1–C9)/Σ(C10+) < 1) все исследованные образцы классифицированы как нефть. Ни одна из проб не демонстрирует совокупности свойств, характерных для газоконденсатных систем. Образец ВУ-7, обладающий повышенным газосодержанием, идентифицирован как летучая нефть, что подтверждается высоким содержанием тяжелых компонентов (C7+ = 87,88 масс.%) и отсутствием давления начала конденсации при PVT-испытаниях. Визуальные наблюдения в процессе PVT-исследований на установке «FLUIDEVAL» подтвердили нефтяную природу всех проб.

Сравнение гипсометрических отметок газонефтяного контакта с региональными реперами (Жанажол, Центральный Урихтау) выявило аномальное залегание предполагаемого ГНК Восточного Урихтау на 300–400 м ниже регионального тренда. Это ставит под сомнение существование классической газовой шапки и позволяет интерпретировать высокое газосодержание в верхней части разреза как результат гравитационной сегрегации и вторичного газообразования в условиях высокой катагенетической зрелости флюидов в единой гидродинамической системе.

Установленная фазовая модель (нефтяная залежь с гравитационной сегрегацией и переходной зоной «летучей» нефти в кровельной части) требует применения объемного метода подсчета запасов для нефтяной оторочки без выделения самостоятельной газовой шапки. Использование коэффициентов, характерных для газоконденсатных систем, при подсчете запасов жидких углеводородов приведет к занижению ресурсной базы. Рекомендуется учитывать выявленную фазовую зональность при проектировании системы разработки, включая обоснование режима эксплуатации скважин и выбор технологической схемы сбора и подготовки углеводородов.

Таким образом, мультидисциплинарный подход, объединяющий геохимические, физико-химические и PVT-методы, позволил верифицировать фазовое состояние флюидов Восточного Урихтау и предложить обоснованную модель залежи, имеющую ключевое значение для дальнейшего освоения месторождения и минимизации геологических рисков.

 

 

Об авторах

Толганай Советкановна Джарасова

Атырауский филиал ТОО "КМГ Инжиниринг"

Автор, ответственный за переписку.
Email: t.jarassova@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0002-2900-9872

Доктор PhD, Ведущий научный сотрудник департамента исследований керна

Казахстан

Есимхан Шереханович Сейтхазиев

Атырауский филиал ТОО «КМГ инжиниринг»

Email: Y.Seitkhaziyev@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0001-5655-3112

соискатель ученой степени PhD (SOCAR), магистр наук в области нефтегазовой геохимии, заведующий лабораторией геохимических исследований нефти, воды и породы

Казахстан, Атырау

Альмира Есенаманкызы Алдебек

Атырауский филиал КМГ Инжиниринг

Email: a.aldebek@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0004-2233-4412
Казахстан, Атырау

Наурызбай Косдавлетович Ыхласов

Атырауский филиал КМГ Инжиниринг

Email: N.Ykhlassov@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0006-5911-918X
Казахстан, Атырау

Список литературы

Дополнительные файлы