Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана

2707-42262957-806X

KMG Engineering

108697

10.54859/kjogi108697

Research Article

Identification of prospective oil-bearing areas in the peripheral parts of productive horizons U-12 and U-13 of the Zhetybai field

Assylbayeva

Ainur O.

a.assylbayeva@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0005-5948-5924Karamurzayeva

Aynur B.

a.karamurzaeva@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0009-5205-8849

Branch of KMG Engineering LLP KazNIPImunaigaz

18102024

633147

06122023

06092024

2024

Background: To date, a comprehensive range of scientific, geological exploration, and appraisal work has been conducted at the Zhetybai field. The overall structural map of the field has been relatively well established. However, several critical issues remain insufficiently studied or entirely unexplored. Based on the results of seismic exploration (3D common depth point method) and additional appraisal work, peripheral (edge) zones of the field structure have been identified, including its cross-faults, as well as transverse flexures and longitudinal faults on the southern wing of the structure, which require further investigation. Aim: To further study the field structure, identify new potential hydrocarbon areas in the peripheral parts of the field, and assess the oil potential of the U-12 and U-13 horizons in the Zhetybai field. Materials and methods: This study involved a qualitative assessment of the informativeness of seismic attributes, analysis of reflection geometry (configuration), dynamic amplitude parameters, continuity of frequency, and other indicators. The analysis of reflection characteristics, in conjunction with all available data, primarily geophysical survey data, allowed for hypothesizing sedimentary conditions and obtaining acceptable lithological assessments. Results: The evaluation wells J-1, J-2, and J-3, drilled in 2023-2024 in the peripheral parts beyond the approved boundary of hydrocarbon-bearing horizons U-12 and U-13, yielded positive results. The productivity of the new reservoir was also confirmed by newly drilled production wells 5333, 5652, and 5367. Conclusion: To further study the structure of the Zhetybai field and identify new potential hydrocarbon-bearing areas in the peripheral parts, as well as structural uplifts and sandstone bodies of horizons U-12 and U-13, evaluation wells J-1, J-2, and J-3 were drilled. The detailed identification of sandstone bodies allows for the prediction of prospective areas not covered by drilling. The positive results from drilling evaluation wells have refined the geological structure of horizons U-12 and U-13 and confirmed the productivity of the peripheral parts of the reservoirs.

hydrocarbon potentialreservoirhorizonJurassic sedimentsstructureresourcesreservesevaluation wells

мұнайгаздылықкенішгоризонтюра түзілімдеріқұрылымресурстарықорларыбағалау ұңғылары

нефтегазоносностьзалежьгоризонтюрские отложенияструктураресурсызапасыоценочные скважины

<h3>Введение</h3> Большинство крупных месторождений Южного Мангышлака открыты в 1960-х гг. и в настоящее время находятся на последних стадиях эксплуатации. Одним из таких является месторождение Жетыбай. Изучение и уточнение геологического строения месторождения продолжаются с прошлого столетия и по сегодняшний день. За последние годы на месторождении по мере появления новых данных по результатам бурения скважин, проведения сейсморазведочных 3D-работ методом общей глубинной точки (далее – МОГТ), данных обработки, интерпретации и переинтерпретации геофизических исследований (далее – ГИС) всего фонда скважин уточнилось геологическое строение продуктивных горизонтов. В процессе комплексного анализа данных в продуктивных горизонтах Ю-12 и Ю-13 в краевых частях (приконтурных) выявлены перспективные участки и небольшие структурные поднятия. Жетыбай-Узеньская тектоническая ступень является структурным элементом второго порядка, приурочена к северной бортовой части Южно-Мангышлакского прогиба и протягивается с северо-запада на юго-восток на 200 км при ширине ступени около 40 км. С севера ступень ограничена региональным разломом, осложняющим южное крыло Беке-Башкудукского вала, на западе граничит с Сегендыкской депрессией и Карагиинской седловиной, а на востоке – с Кокумбайской ступенью. От Жазгурлинской депрессии на юге ступень отделена глубинным разломом субширотного простирания, отраженном в платформенном чехле флексурообразным перегибом. Строение Жетыбай-Узеньской тектонической ступени характеризуется отчётливой линейностью структур, выражающейся в приуроченности локальных поднятий к антиклинальным линиям, ориентированным согласно простиранию всей ступени с востока / юго-востока на запад / северо-запад. С севера на юг в пределах ступени выделяются Узень- Карамандыбасская, Жетыбайская и ТенгеТасбулатская антиклинальные линии, к последней из которых приурочена Жетыбайская структура (рис. 1–2). Одной из крупных локальных структур Жетыбай-Узеньской ступени является Жетыбайское поднятие, представляющее собой пологую антиклинальную складку, ось которой простирается с востока / юго-востока на запад / северо-запад. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 1. Обзорная карта района работ" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227936-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227936-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 1. Обзорная карта района работ Figure 1. Location map <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 2. Тектоническая схема" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227937-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227937-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 2. Тектоническая схема Figure 2. Tectonic framework Месторождение Жетыбай вскрыло толщи палео-мезо-кайнозойских отложений. В разрезе скважин выделяются породы нерасчлененного карбона, триасовой, юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой систем. Юрские продуктивные отложения представлены мелкозернистыми песчаниками, заметно обогащенными алевритовым и глинистым материалом, крупнозернистыми алевролитами, и реже среднезернистыми песчаниками (рис. 3). <center><center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 3. Средне-нормальный разрез" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227938-2-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227938-2-SP.jpg"></a></div> </center></center> Рисунок 3. Средне-нормальный разрез Figure 3. Medium-normal section В 2017 г. с целью детального изучения геологического строения на месторождении Жетыбай проведены полевые сейсмические 3D-работы с обработкой и интерпретацией, по результатам которых проведены структурная и динамическая интерпретации [1]. По данным структурной интерпретации построены карты изохрон и структурные карты по отражающим горизонтам (во времени). В динамической интерпретации сейсмики был проведен атрибутный анализ сейсмики с использованием таких атрибутов, как RMS Amplitude<a href="#_ftn1" name="_ftnref1">[1]</a>, eXchromaSG<a href="#_ftn2" name="_ftnref2">[2]</a>. Результатом являлись карты сейсмических атрибутов, наиболее полно отражающие литолого-фациальную изменчивость. Для глубинных преобразований использовалась скоростная модель, основанная на вертикальных годографах, полученных в процессе увязки скважин с сейсмическими данными (рис. 4). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 4. Структурные поверхности и карты изохрон для построения скоростной модели" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227939-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227939-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 4. Структурные поверхности и карты изохрон для построения скоростной модели Figure 4. Structural surfaces and isochron maps for velocity model construction Правильность скоростной модели подтверждалась данными атрибутного анализа. По атрибутному кубу eXchroma были получены горизонтальные срезы по каждому продуктивному пласту, на которых хорошо видны наличие палеоканалов различного направления и дельтовые отложения, образованные в юрский период осадконакопления. Для реализации сейсмофациального анализа использовались результаты 3D-сейсморазведки МОГТ, результаты седиментологии и переинтерпретации ГИС. На рис. 5 представлен динамический анализ сейсмики (результаты спектральной декомпозиции, атрибут eXchromaSG) [3]. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 5. Горизонтальный срез по атрибутному кубу eXchromaSG через горизонты" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227940-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227940-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 5. Горизонтальный срез по атрибутному кубу eXchromaSG через горизонты Figure 5. Horizontal slice by eXchromaSG attribute cube across horizons а) Ю-12; б) Ю-13 На рисунке числами обозначены 18, 10, 1-Т, 14, 65 поисково-разведочные, эксплуатационные скважины, J-1 – J-7 – оценочные скважины. In the diagram, the numbers 18, 10, 1-T, 14, and 65 denote exploration, appraisal, and production wells, while J-1 to J-7 represent appraisal wells. Для проведения полноценного анализа обстановок осадконакопления (фациального анализа) и построения фациальной модели на месторождении Жетыбай был проведен седиментологический анализ керна для корректной привязки фациальных обстановок со скважинными данными. На рис. 6 представлена схема построения сейсмофациального куба [4]. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 6. Алгоритм построения сейсмофациального куба" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227941-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227941-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 6. Алгоритм построения сейсмофациального куба Figure 6. Algorithm of seismo-facial cube construction Анализ данных кернового материала позволил выделить литофации, которые свидетельствуют о характере отложений, формировавшихся в континентальных и прибрежно-морских условиях. Наблюдается постепенный переход от мелководья прибрежной зоны до равнин, временами заливавшихся морем, и приливно-отливных (проградация и ретроградация) условий осадконакопления при движении вверх по разрезу. По данным анализа формы кривой гамма-каротажа, отложения горизонтов Ю-12 и Ю-13 относятся к прибрежно-морским фациям, пространство осадконакопления уменьшается, направлено в сторону бассейна и носит регрессивный характер – проградацию (рис. 7). На рисунке видно, что выделенные палеорусла подтверждают правильность привязки скважинных данных [3]. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 7. Карта RMS горизонта Ю-12" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227942-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227942-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 7. Карта RMS горизонта Ю-12 Figure 7. RMS map of the U-12 horizon Керновые данные из горизонта Ю-12 сложены песчаником мелко-среднезернистым с примесью алевролита тёмно-серого цвета с присутствием аргиллитов тёмно-серого цвета. Для интерпретации исследований керна и качества пластов-коллекторов были приняты две фациальные схемы. Первая схема литофаций, является чисто описательной и позволяет классифицировать типы породы, используя структуру осадочной породы. Согласно проведенному детальному седиментологическому анализу керна и результатам макроописания пород, в первой схеме было выделено 15 литофаций с укрупнением на три фации: глина, русла и пойма. По результатам стандартных исследований керна были построены зависимости проницаемости от пористости по литофациям и фациям. Наилучшими петрофизическими свойствами обладают русла, крупно-среднезернистые песчаники, пористость которых достигает 23% при проницаемости более 1340 мД (коэффициент корреляции 0,7886). Во второй генетической схеме использовались материалы, разработанные Robertson Research International Limited (далее – RRIL)<a href="#_ftn3" name="_ftnref3">[3]</a>, которые примерялись для скважины 6602 месторождения Узень. По данным отчёта RRIL [4], изначально основанного на исследовании очень большого количества керна из северной части Северного моря, данные о среде осадконакопления хорошо сопоставимы с лабораторными результатами керна описания скважины 6602, т.к. месторождение Жетыбай находится в одной тектонической ступени с месторождением Узень, приуроченной к терригенным коллекторам. Разработанная глобальная схема распределения фации была применена и в данной работе как альтернатива классическому подходу выделения литофаций. Основываясь на региональных данных (Атлас палеогеографических карт шельфа Евразии и керновый материал скважин), во второй схеме выделены 4 обстановки и 16 фаций с присвоенной номенклатурой кода фации модели по материалам компании RRIL (СА, СB, DA, EA), которые меняются в пределах от морских до континентальных фаций (табл. 1). Таким образом, в настоящей модели фации укрупнены до 4-х фаций (CA, CB, DA, EA), что хорошо сопоставимо с результатами керновых материалов скважин [6]. Таблица 1. Схема литофаций по описанию модели RRIL Table 1. Lithofacies scheme based on the description of the RRIL model <table> <tbody> <tr> <td> Обстановка осадконакопления Deposition environment </td> <td> Фация Facies </td> <td> Код фации Facies code </td> <td> Преобладающие литофации Predominant lithofacies </td> </tr> <tr> <td rowspan="6"> Аллювиальная / дельтовая равнина Alluvial / deltaic plain CA </td> <td> рукавообразные каналы meandering channels </td> <td> CA1 </td> <td> 3, 4, 5, 7 </td> </tr> <tr> <td> отложения трещиноватых каналов fractured channel deposits </td> <td> CA3 </td> <td> 3, 7 </td> </tr> <tr> <td> отложения устьевых баров wellhead bar deposits </td> <td> CA4 </td> <td> 3, 6, 7 </td> </tr> <tr> <td> пойменные / озерные floodplain / lake </td> <td> CA6 </td> <td> 1, 2 ,6, 7, 8, 11 </td> </tr> <tr> <td> болото swamp </td> <td> CA7 </td> <td> 0, 1, 2 </td> </tr> <tr> <td> палеопочва paleosol </td> <td> CA8 </td> <td> 0, 1, 2 </td> </tr> <tr> <td rowspan="5"> Лагунная / эстуарная обстановка Lagoonal / estuarine conditions CB </td> <td> приливно-отливные каналы / мелководье tidal channels / shallow waters </td> <td> CB1 </td> <td> 3, 7 </td> </tr> <tr> <td> приливно-отливная отмель intertidal shoal </td> <td> CB3 </td> <td> 6, 7, 8, 9, 11 </td> </tr> <tr> <td> лагунные / бухтовые осадки плоского побережья lagoonal / bay sediments of flat coasts </td> <td> CB4 </td> <td> 6, 9, 10, 12 </td> </tr> <tr> <td> лагунные / бухтовые осадки lagoonal / bay sediments </td> <td> CB5 </td> <td> 6, 7, 8, 9, 11 </td> </tr> <tr> <td> отложения прибрежных маршей coastal marsh deposits </td> <td> CB6 </td> <td> 0, 1, 2 </td> </tr> <tr> <td rowspan="4"> Прибрежная среда Coastal environment DA </td> <td> приливно-отливные дельтовые отложения intertidal deltaic deposits </td> <td> DA1 </td> <td> 3, 7, 12 </td> </tr> <tr> <td> приливные отложения tidal deposits </td> <td> DA3 </td> <td> 3, 4, 12 </td> </tr> <tr> <td> отложения нижней и средней сублиторали lower and middle sublittoral deposits </td> <td> DA6 </td> <td> 3, 7, 12 </td> </tr> <tr> <td> мелкозернистые шельфовые отложения fine-grained shelf deposits </td> <td> DA7 </td> <td> 3, 2, 9 </td> </tr> <tr> <td> Морской шельф и платформы Sea shelf and platforms EA </td> <td> отложения каналов, располагавшихся ниже приливно-отливной зоны / осадки мелководья channel deposits below the intertidal zone / shallow water sediments </td> <td> EA1 </td> <td> 3, 7, 6 </td> </tr> </tbody> </table> Для подтверждения этих предположений использовались работы ученых СССР, представленные в «Литолого-палеографическом атласе СССР» (1968 г.) [5]. Карты, входящие в состав атласа, помогли восстановить историю развития территории Жетыбай-Узеньской ступени в юрском периоде. На рис. 9 представлена седиментационная модель по региональным данным формирования отложений в байосском ярусе средней юры на территории изучаемого месторождения с горизонтами Ю-12 и Ю-13 (море отступает, преобладают отложения со стороны континента – регрессия), в разрезе парасиквенса отложения относятся проградации. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 8. Схема литофаций и зависимость проницаемости от пористости по фациям" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227943-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227943-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 8. Схема литофаций и зависимость проницаемости от пористости по фациям Figure 8. Lithofacies scheme and dependence of permeability on porosity by facies а) таблица литофации / lithofacies table; б) фрагмент снимков керна / fragment of core images; в) расчет зависимостей пористость / проницаемость по фациям / calculation of porosity / permeability relationships by facies <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 9. Проградация (регрессия), горизонты Ю-12 и Ю-13" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227944-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227944-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 9. Проградация (регрессия), горизонты Ю-12 и Ю-13 Figure 9. Progradation (regression), horizons U-12 and U-13 При определении условий осадконакопления использовались региональные данные, керновые материалы, результаты стандартных исследований образцов из керна, данные ГИС и результаты сейсморазведки (рис. 10). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 10. Процесс определения условий осадконакопления" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227945-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227945-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 10. Процесс определения условий осадконакопления Figure 10. The process of determining sedimentation conditions Для выделения потенциальных зон в периклинальных частях продуктивных горизонтов проведен комплексный анализ, а также изучены геолого-геофизические данные, структурные поверхности по отражающим продуктивным горизонтам, водонефтяной и газонефтяной контакты (далее – ВНК, ГНК), данные бурения и ГИС. Таким образом, были выделены газо- и нефтенасыщенные участки по данным ГИС вне контура утвержденного ВНК и ГНК. По результатам вышеизложенного были выявлены перспективные участки для дальнейшего изучения. Детализация выявленных участков (песчаных тел) позволила оценить перспективность приконтурной части залежи, не охваченной бурением в настоящее время. По результатам комплексного анализа по доизучению структуры месторождения, а также в рамках доразведки по выявлению новых участков и потенциала нефтеносности проведена данная работа по оценке перспектив в краевых частях месторождения с целью возможного расширения горного отвода. Основная цель оценочных скважин на краевых частях месторождения Жетыбай – поиски залежей углеводородов в перспективных юрских отложениях, изучение геологического строения поднятий, выявленных высокоразрешающими сейсморазведочными 3D-работами (далее – ВРС) МОГТ по отражающим горизонтам внутри юрских отложений [6]. По результатам заложены оценочные скважины J-1, J-2 и J-3. Предполагаемое расположение скважин намечено на рис. 11–13. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 11. Результаты динамической интерпретации атрибут Envelope горизонтов" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227946-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227946-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 11. Результаты динамической интерпретации атрибут Envelope горизонтов Figure 11. Results of dynamic interpretation of the Envelope attribute horizons а) Ю-12; б) Ю-13 <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 12. Сейсмофациальная карта горизонта Ю-12" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227947-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227947-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 12. Сейсмофациальная карта горизонта Ю-12 Figure 12. Seismo-facial map of the U-12 horizon <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 13. Сейсмофациальная карта горизонта Ю-13" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227948-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227948-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 13. Сейсмофациальная карта горизонта Ю-13 Figure 13. Seismo-facial map of the U-13 horizon Оценочная скважина J-1 (7770). Запроектирована на западном участке в приконтурной зоне горизонта Ю-12 для уточнения утвержденного ВНК. На пересечении глубинного сейсмического разреза inline 2415, crossline 10465 (рис. 14), по данным ВРС и по атрибутному анализу, на данном участке выделяется песчаное тело (рис. 16). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 14. Фрагмент структурной карты и карты сейсмического атрибута eXchroma горизонта Ю-12 рекомендуемой скважины J-1" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227949-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227949-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 14. Фрагмент структурной карты и карты сейсмического атрибута eXchroma горизонта Ю-12 рекомендуемой скважины J-1 Figure 14. Fragment of structural and eXchroma seismic attribute map of the U-12 horizon of the recommended well J-1 <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 15. Фрагмент структурной карты по горизонту Ю-12" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227950-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227950-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 15. Фрагмент структурной карты по горизонту Ю-12 Figure 15. Fragment of the structural map for the U-12 horizon <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 16. Глубинный сейсмический разрез через оценочную скважину J-1" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227951-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227951-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 16. Глубинный сейсмический разрез через оценочную скважину J-1 Figure 16. Deep seismic section through appraisal well J-1 Скважина пробурена согласно проектным данным и подтвердила нефтеносность приконтурной части залежи горизонта Ю-12 и уточнила ВНК. По результатам бурения скважины J-1 вскрыты нефтенасыщенные пласты по данным перфорации и ГИС. После освоении компрессором целевого горизонта получен фонтанный приток нефти. В текущее время работает на горизонте Ю-12. На 01.02.2024 г. работает с дебитом по жидкости 40 м³, по нефти – 28,6 т, обводненность составляет 16%. Оценочная скважина J-2 (7771). Запроектирована на южном крыле месторождения, где по горизонтам Ю-12 и Ю-13 имеются небольшие структурные поднятия. Заложена на пересечении inline 3081, crossline 10245 (рис. 17). Выделенное поднятие имеет унаследованный характер с нижележащего триасового отложения (рис. 15). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 17. Глубинный сейсмический разрез через оценочную скважину J-2" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227952-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227952-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 17. Глубинный сейсмический разрез через оценочную скважину J-2 Figure 17. Deep seismic section through appraisal well J-2 <center></center><center></center> Скважина J-2 уточнила геологическое строение Ю-12 и Ю-13 горизонтов и подтвердила данными испытания продуктивность залежей. По данным перфорации и ГИС скважина J-2 вскрыла нефтенасыщенные пласты. На 01.02.2024 г. скважина работала с дебитом по жидкости 6,7 м³, по нефти – 4,6 т, обводненность составляет 20%. Оценочная скважина J3 (7772). Запроектирована на новом выявленном поднятии горизонта Ю-13. На рис. 18 представлен сейсмический глубинный разрез по пересечению inline 2906, crossline 10352 с заложением рекомендуемой скважины J3. При атрибутном анализе сейсмических данных по горизонту Ю-13 выделяется выраженное яркое пятно, что видно на горизонтальном срезе сейсмического атрибута eXchroma (рис. 19). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 18. Глубинные сейсмические разрезы через рекомендуемую скважину J3" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227953-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227953-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 18. Глубинные сейсмические разрезы через рекомендуемую скважину J3 Figure 18. Deep seismic sections through recommended well J3 <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 19. Фрагмент структурной карты и карты сейсмического атрибута eXchroma по горизонту Ю-13" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227954-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227954-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 19. Фрагмент структурной карты и карты сейсмического атрибута eXchroma по горизонту Ю-13 Figure 19. Fragment of the structural and eXchroma seismic attribute map for the U-13 horizon Скважина J-3 также пробурена согласно проектным данным и вскрыла нефтенасыщенные пласты-коллекторы горизонта Ю-13 с 100%-ным выносом керна. После освоения получен фонтан нефти. Продуктивность данного поднятия в районе рекомендуемой скважины по горизонту Ю-13 также подтверждена вновь пробуренными скважинами 5333, 5367,5652, где в результате был получен фонтан нефти. В связи с вышеизложенным оценочные скважины подтвердили нефтеносность краевых частей залежи Ю-12 и Ю-13 горизонтов (рис. 20). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 20. Результаты пробуренных скважин по сейсмическим данным, горизонты Ю-12 и Ю-13" href="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227955-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108697/supp/108697-227955-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 20. Результаты пробуренных скважин по сейсмическим данным, горизонты Ю-12 и Ю-13 Figure 20. Drilled well results on seismic data, U-12 and U-13 horizons <h3>Заключение</h3> Данный вид работ выполняется с целью доизучения структуры месторождения Жетыбай по выявлению потенциальных на углеводороды новых участков для оценки перспективности краевых частей, а также структурных поднятий и песчаных тел горизонтов Ю-12 и Ю-13. Детализация выявленных песчаных тел позволяет прогнозировать перспективные участки, не охваченные бурением в настоящее время. С целью уточнения перспективных объектов, выделенных как песчаное тело (палеорусло) по картам атрибутов, заложены оценочные скважины в пределах выделенных структурных поднятий и песчаных тел. Оценочные скважины J-1, J-2 и J-3 пробурены в 2023–2024 гг. за утвержденным контуром нефтеносности горизонтов Ю-12 и Ю-13, а также эксплуатационные скважины 5333, 5652 и 5367 подтвердили продуктивность новой залежи. <h3>ДОПОЛНИТЕЛЬНО</h3> Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования. 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: Асылбаева А.О. – сбор и анализ данных, написание статьи, проведение исследования, аккумулирование результатов; Карамурзаева А.Б. – редактирование статьи, корректировка направления при проведении исследования, подбор текстовых изображений и рисунков. <h3>ADDITIONAL INFORMATION</h3> Funding source. This study was not sup-ported by any external sources of funding. 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: Aynur O. Assylbayeva – collecting and data analysis, writing the article, conducting the research, accumulating the results; Aynur B. Karamurzayeva – editing the article, adjusting the direction of the research, selecting textual images and figures. <a href="#_ftnref1" name="_ftn1">[1]</a> Атрибут «RMS Amplitude» – среднеквадратическая амплитуда. Данный атрибут показывает измерение отражательной способности во временном окне: корень квадратный из средней энергии (сумма квадратов амплитуд), разделённый на количество дискретов в окне. Атрибут выявляет изменение амплитуд в руслах по сравнению с вмещающими породами. <a href="#_ftnref2" name="_ftn2">[2]</a> Атрибут eXchromaSG – технология, основанная на спектральном разложении сейсмических амплитуд на разные частотные составляющие. В начале процесса преобразования задается на вход сейсмический массив данных. Методика преобразования и расчетные параметры присвоены по умолчанию в соответствии с входными сейсмическими данными. <a href="#_ftnref3" name="_ftn3">[3]</a> Robertson Research International Limited. Компания была зарегистрирована в феврале 1970 г. для предоставления независимых исследовательских и консультационных услуг в области наук о Земле.

Бородачева Э.В., Джангиров А.Н., Шестаков А.Г., Богомазов А.И. и др. Отчет о результатах обработки и интерпретации данных сейсморазведочных работ МОГТ 3D, выполненных в пределах контрактной территории АО «ММГ» на месторождениях Жетыбай, Бектурлы и Придорожное. Актау: фонды АО «Мангистаумнайгаз», 2017.

Сафонов А.А., Кондратьева О.О., Федотова О.В. Поиск неантиклинальных ловушек углеводородов методами сейсморазведки. Москва: Научный мир, 2011. 512 с.

Сарыбаев М.А., Карамурзаева А.Б., Амире Е.Б. и др. Построение детальной геолого-гидродинамической модели месторождения Жетыбай, з/н №26 к договору №1009-14 от 24.07.2019 г. Актау: фонды КазНИПИмунайгаз, 2019.

Robertson Research International Limited. Отчет №AF759.

Атлас литолого-палеогеографических карт СССР/ под ред. А.П. Виноградова. Москва : Министерство геологии СССР, 1968.

Жайканов А.Б., Карамурзаева А.Б., Бакиева А.Б. и др. Локализация недренируемых запасов горизонта Ю-8 месторождения Жетыбай. З/н №36 к договору №207-14 от 19.03.2021 г. Актау: фонды КазНИПИмунайгаз, 2021.

Жайканов А.Б., Кейкова А.К., Кульбалаева А.А., Апакаева А.Ж. Оценка потенциала нефтеносности по размещению оценочных скважин месторождения Жетыбай». №207-14 от 19.03.21 г. Актау: фонды КазНИПИмунайгаз, 2022.

Жайканов А.Б., Борибаев Ж.М., Асылбаева А.О. и др. Седиментологический анализ юрских продуктивных горизонтов на месторождении Жетыбай по результатам стандартных и специальных исследований керна новых скважинах. З/н №1 договор №871-34-30-2022АК 27.05.22 г. Актау: фонды КазНИПИмунайгаз, 2023.