Kazakhstan journal for oil & gas industryKazakhstan journal for oil & gas industry2707-42262957-806XKMG Engineering10879910.54859/kjogi108799Научная статьяМоделирование трещиноватости карбонатного резервуара на примере месторождения Восточный УрихтауКереевАнуар Болатулыa.kereyev@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0009-7494-0584АлдебекАльмира Есенаманкызыa.aldebek@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0004-2233-4412БондарукВладислав Викторовичv.bondaruk@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0008-6791-7290МардановАлтынбек Сулейменулыa.mardanov@kmge.kzhttps://orcid.org/0000-0002-8342-3046Атырауский филиал КМГ Инжиниринг110420257119311211202404032025Copyright © 2025, Кереев А.Б., Алдебек А.Е., Бондарук В.В., Марданов А.С.2025<p><strong>Обоснование.</strong> Моделирование трещиноватости карбонатных резервуаров играет ключевую роль в прогнозировании продуктивности скважин и оптимизации разработки месторождений. Восточный Урихтау расположен в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины и характеризуется сложным тектоническим строением с развитой сетью разломов и трещин. Эти особенности существенно влияют на фильтрационно-ёмкостные свойства карбонатных коллекторов, что требует применения современных методов геологического моделирования. Создание детализированной модели трещиноватости позволяет более точно оценить структурные неоднородности и их влияние на миграцию и накопление углеводородов.</p> <p><strong>Цель.</strong> Исследование было направлено на построение трёхмерной модели трещиноватости карбонатного резервуара для выявления зон повышенной трещиноватости и их связи с продуктивностью скважин. Данная модель необходима для повышения точности прогнозирования фильтрационно-ёмкостных свойств коллекторов и разработки эффективных решений по дальнейшей эксплуатации месторождения.</p> <p><strong>Материалы и методы.</strong> В работе использованы современные методы геологического моделирования, включая интерпретацию данных FMI, анализ керна, сейсмические атрибуты и моделирование дискретной сети трещин (DFN). Исходные геолого-геофизические данные были обработаны в программном обеспечении Petrel с применением методов Ant Tracking и Distance to Object для определения направлений и интенсивности трещиноватости. Построенная трендовая модель легла в основу дискретного моделирования трещиноватости, что позволило количественно оценить степень трещиноватости и выделить наиболее перспективные зоны для дальнейшей разработки.</p> <p><strong>Результаты.</strong> Разработанная модель трещиноватости позволила детально определить зоны с повышенной трещиноватостью и установить их корреляцию с продуктивностью скважин. Было выявлено, что наиболее интенсивно трещиноватые зоны располагаются вблизи разломов, что подтверждается анализом дебитов флюидов. Использование методов Ant Tracking и DFN позволило минимизировать неопределенности в межскважинном пространстве и улучшить прогноз фильтрационно-емкостных свойств резервуара.</p> <p><strong>Заключение.</strong> Разработанная методика позволяет детализировать геологическое строение, повысить точность прогнозирования продуктивности скважин и оптимизировать планирование разработки. Полученные данные могут быть использованы при проектировании новых скважин и корректировке стратегии освоения месторождений с двойной пористостью и проницаемостью.</p>3D geological modelFMIseismic attributewell productivitypermeabilitycarbonate depositsfracturingPetrelobject modelingDFN3D геологиялық модельFMIсейсмикалық атрибутұңғымалардың өнімділігіөткізгіштіккарбонатты шөгінділержарықшақтылықPetrelобъектілік модельдеуDFN3D геологическая модельFMIсейсмический атрибутпродуктивность скважинпроницаемостькарбонатные отложениятрещиноватостьPetrelобъектное моделированиеDFN1.Abilkhassimov KB. Osobennosti formirovaniya prirodnykh rezervuarov paleozoyskikh otlozheniy Prikaspiyskoy vpadiny i otsenka perspektiv ikh neftegazonosnosti. Moscow: Publishing House of the Academy of Natural Sciences; 2016. 244 p. (In Russ).2.Romm ES. Fil’tratsionnye svoystva treshchinovatykh gornykh porod. Moscow: Nedra; 1966. 271 p. (In Russ).3.Gudok NS, Bogdanovich NN, Martynov VG. Opredeleniye phizicheskikh svoystv neftevodosoderzhashchikh porod: uchebnoye posobiye dlya vuzov. Moscow: Nedra 2007. (In Russ).4.Bulach MK, Belonovskaya LG. Metodicheskiye rekomendatsii po izucheniyu i prognozu kollektorov nefti i gaza slozhnogo tipa. Leningrad: VNIGRI; 1989. 103 p. (In Russ).5.Bagrintseva KI. Conditions for the formation and properties of carbonate oil and gas reservoirs. Moscow: RGGU, 1999. 285 p. (In Russ).6.Dalyan IB. Osobennosti tektoniki podsolevykh kompleksov vostochnoy okrainy Prikaspiyskoy vpadiny v svyazi s neftegazonosnost’yu. Russian Oil and Gas Geology. 1996;6:8–17.7.Brazhnikov OG. Perspektivy neftegazonosnosti Prikaspiyskoy vpadiny s pozitsii tektoniki plit [dissertation]. Moscow; 1993. Available from: https://earthpapers.net/perspektivy-neftegazonosnosti-prikaspiyskoy-vpadiny-s-pozitsii-tektoniki-plit. (In Russ).8.Kozaev AA, Shchukovsky RM, Zakrevsky KY. Modelirovaniye treshchinovatosti. Praktikum po DFN v Petrel 2016–2019. Moscow: MAI; 2019. 94 p. (In Russ).9.Zholtaev GZ, Kulumbetova GY. Kharakteristika karbonatnykh i terrigennykh podsolevykh otlozheniy vostoka Prikaspiyskoy vpadiny. Nedra Povolzh’ya i Prikaspiya. 2019;98:65 –77. doi: 10.24411/1997-8316-2019-19805. (In Russ).10.Azhgaliev DK. Utochneniye modeli stroeniya podsolevoy tolshchi vostochnoy bortovoy zony Prikaspiyskoy vpadiny. Russian Oil and Gas Geology. 2019;6:31–40. doi: 10.31087/0016-7894-2019-6-31-40.