Kazakhstan journal for oil & gas industryKazakhstan journal for oil & gas industry2707-42262957-806XKMG Engineering10896910.54859/kjogi108969Научная статьяКомплексная интерпретация геохимических, физико-химических исследований и PVT-параметров для верификации фазовой зональности залежей (на примере месторождения Восточный Урихтау)СейтхазиевЕсимхан Шереханович<p>PhD</p>y.seitkhaziyev@kmge.kzhttps://orcid.org/0000-0001-5655-3112ДжарасоваТолганай Советкановна<p>PhD</p>t.jarassova@kmge.kzhttps://orcid.org/0000-0002-2900-9872АлдебекАльмира Есенаманкызыa.aldebek@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0004-2233-4412ЫхласовНаурызбай Косдавлетовичn.ykhlassov@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0006-5911-918XРахымбердиРауанr.rakhymberdi@uo.kmg.kzhttps://orcid.org/0009-0001-7104-6271Атырауский филиал КМГ ИнжинирингУрихтау Оперейтинг300620268274923103202622052026Copyright © 2026, Сейтхазиев Е.Ш., Джарасова Т.С., Алдебек А.Е., Ыхласов Н.К., Рахымберди Р.2026<p><strong>Обоснование.</strong> Корректная идентификация фазового состояния флюидов (нефть или газоконденсат) месторождения Восточный Урихтау критически важна для достоверной оценки запасов и выбора системы разработки. Аномальные значения газового фактора в скважинах ВУ-6 и ВУ-7 (до 1000 м³/м³) и расхождение гипсометрических отметок предполагаемого газонефтяного контакта с региональными данными создают неопределённость, требующую разрешения с применением комплексных методов.</p> <p><strong>Цель.</strong> Установление генетической и фазовой принадлежности пластовых углеводородных систем месторождения Восточный Урихтау по семи скважинам на основе мультидисциплинарного подхода.</p> <p><strong>Материалы и методы. </strong>Объектом исследования послужили семь глубинных проб флюида из скважин ВУ-1–ВУ-4, ВУ-6–ВУ-8. Комплекс исследований включал газовую хроматографию, газовую хромато-масс-спектрометрию, фингерпринтинг, биомаркерный анализ (стераны, терпаны, ароматические углеводороды), а также физико-химические и PVT-исследования на установке FLUID EVAL™ с визуальным контролем фазового состояния.</p> <p><strong>Результаты.</strong> Биомаркерный анализ подтвердил генетическое единство всех проб: флюиды сформированы в единой нефтематеринской системе морского карбонатного генезиса. На основе комплекса критериев (плотность 780 кг/м³, молекулярная масса 150 г/моль, содержание C₇₊ 85%, соотношение Σ(C₁–C₉)/Σ(C₁₀₊) 1) все образцы классифицированы как нефть. Образец из скважины ВУ-7 идентифицирован как летучая нефть. PVT-исследования и визуальные наблюдения исключили наличие газоконденсатных систем. Установленная фазовая модель представляет собой нефтяную залежь с гравитационной сегрегацией и переходной зоной летучей нефти в кровельной части, без классической газовой шапки.</p> <p><strong>Заключение. </strong>Применённый мультидисциплинарный подход позволил верифицировать фазовую зональность флюидов Восточного Урихтау. Обоснованная модель залежи (нефтяная оторочка без выделенной газовой шапки) требует использования объёмного метода подсчёта запасов и учёта выявленной фазовой неоднородности при проектировании системы разработки для минимизации геологических рисков и корректной оценки ресурсной базы.</p>fluid phase zonationbiomarker analysisgas-oil ratioPVTEastern UrikhtauPrecaspian Basinфлюидтердің фазалық аймақтылығыбиомаркерлік талдаугаз факторыPVTШығыс ӨріктауКаспий маңы ойпатыфазовая зональность флюидовбиомаркерный анализгазовый факторPVTВосточный УрихтауПрикаспийская впадина1.Zholtaev GZ, Kulumbetova GE. The Characteristics of Carbonate and Terrigenous Subsalt Deposits of The East of The Caspian Depression. Volga and Pricaspian Region Resources. 2019;98:65–77. doi: 10.24411/1997-8316-2019-19805. (In Russ).2.Akhiyaroiv AV, Semyonova KM. Paleozoyskiye karbonatnyye platformy Pricaspiyskoy vpadiny kak kriterii neftegazopoiskovykh rabot. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ. 2013;5:238–252. (In Russ).3.Votsalevskiy ES, Daukeyev SZ, Kolomiets VP, et al. Glubinnoye stroyeniye I mineral’nyye resursy Kazakhstana. Neft’ I gaz. Vol. 3. Almaty: National Academy of Sciences RoK; 2002. 248 p. (In Russ).4.Abilkhassimov KB. Sravnitel’naya kharakteristika paleozoyskikh karbonatnykh platfrom Pricaspiyskoy vpadiny. Geologiya nefti i gaza. 2008;3:6–18. (In Russ).5.Nurmaganbetova LA, Shestoperova LV. Geochemical Characteristics of The Oils of Caspian Basin According to The Biomarker Study. Natsional’naya Assotsiatsiya Uchyonykh. 2022;84:23–28. doi: 10.31618/nas.2413-5291.2022.1.84.644. (In Russ).6.Zhanserkeyeva AA. Potential Source Rocks Evaluation for The Pre-Salt Complex of The Eastern Edge of Precaspian Basin. Oil and Gas. 2022;130:39–56. doi: 10.37878/2708-0080/2022-4.03. (In Russ).7.Abilkhasimov KB. Type Designs of The Paleozoic Complex Sections of The East Edge of The Peri-Caspian Depression. Oil and Gas. 2021;1(121):6–25. doi: 10.37878/2708-0080/2021-1.01. (In Russ).8.Azhgaliyev DK. Geologicheskoye stroyeniye I novyye napravleniya poiskov nefti I gaza v paleozoyskikh otlozheniyakh Prikaspiyskogo basseyna i zapadnoy chasti Turanskoy pilty [dissertation]. Atyrau; 2006. Available from: geokniga.org/books/23034. (In Russ).9.Sharipov ZK, Zhanserkeeva AA. Сharacteristics of the structure and hydrocarbon prospectivity of the deeply buried strata in the eastern Precaspian Basin. Oil and Gas. 2024;4(142):39–56. doi: 10.37878/2708-0080/2024-4.03. (In Russ).10.Azhgaliyev DK. Refinement of the subsalt formation model: eastern flank of the Caspian basin. Geologiya nefti I gaza. 2019;6:31–40. (In Russ).11.Kazhgeldin AM, Abdullina AA, Bespayev KA, et al, editors. Oil and Gas Fields in Kazakhstan. Reference book. Almaty; 1996. 325 p. (In Russ).12.Peters KE, Moldowan JM. The Biomarker Guide: Interpreting Molecular Fossils in Petroleum and Ancient Sediments. UK: Cambridge University Press; 1993.13.Peters KE, Walters CC, Moldowan JM. The Biomarker Guide. UK : Cambridge University Press; 2005. 1155 p.14.Seitkhaziyev Y, Jarassova T. Application of Oil Fingerprinting and Biomarker Analysis to Study Fluid Connectivity and Reservoir Isolation and Genetic Typing of Oil Obtained from the Eastern Caspian Basin (Kazakhstan). SPE Caspian Technical Conference and Exhibition; 2024 Nov 26–28; Atyrau, Kazakhstan. Available from: onepetro.org/SPECTCE/proceedings-abstract/24CTC/24CTC/617013.15.Shalaby MR, Hakimi MH, Abdullah WH. Organic geochemical characteristics and interpreted depositional environment of the Khatatba Formation, northern Western Desert, Egypt. AAPG Bull. 2012;96(11):2019–2036. doi: 10.1306/04181211178.16.Wang Z, Fingas M, Yang C, et al. Biomarker Fingerprinting: Application and Limitation for Correlation and Source Identification of Oils and Petroleum Products. 27. Arctic and Marine Oilspill Program (AMOP) Technical Seminar; 2004 June 8–10; Edmonton, AB (Canada). Available from: inis.iaea.org/records/vts1y-feq10.17.Walsh M, Lake LW. A Generalized Approach to Primary Hydrocarbon Recovery of Petroleum Exploration & Production. England: Elsevier; 2003. 640 p.18.Mejia Martinez ND. Development of new PVT correlations for reservoir fluids from unconventional reservoirs [dissertation]. Texas: Texas A&M University; 2022. Available from: blasingame.engr.tamu.edu/0_TAB_Grad/TAB_Grad_Thesis_Archive/MS_078_MEJIA_MARTINEZ_Nelson_Thesis_TAMU_(Aug_2022).pdf.