Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана

2707-42262957-806X

KMG Engineering

108969

10.54859/kjogi108969

Research Article

Comprehensive interpretation of geochemical, physicochemical studies and PVT parameters for verification of phase zonation of reservoirs (a case study of the Eastern Urikhtau field)

Seitkhaziyev

Yessimkhan S.

PhDy.seitkhaziyev@kmge.kzhttps://orcid.org/0000-0001-5655-3112Jarassova

Tolganay S.

PhDt.jarassova@kmge.kzhttps://orcid.org/0000-0002-2900-9872Aldebek

Almira Ye.

a.aldebek@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0004-2233-4412Ykhlassov

Nauryzbay K.

n.ykhlassov@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0006-5911-918XRakhymberdi

Rauan

r.rakhymberdi@uo.kmg.kzhttps://orcid.org/0009-0001-7104-6271

Atyrau Branch of KMG EngineeringUrikhtau Operating

30062026

827492

31032026

22052026

2026

Background: Correct identification of the fluid phase state (oil or gas condensate) at the Eastern Urikhtau field is critically important for reliable reserve estimation and the selection of an appropriate development strategy. Anomalously highgas-oil ratio values in wells EU-6 and EU-7 (up to 1000 m³/m³) as well asdiscrepancies between the hypsometric levels of the presumed gas-oil contact and regional data, create uncertainty that requires resolution using an integrated approach. Aim: To determine the genetic origin and phase state of reservoir hydrocarbon systems at the Eastern Urikhtau field based on data from seven wells using a multidisciplinary approach. Materials and methods: The study was based on seven bottomhole fluid samples collected from wells EU-1–EU-4 and EU-6–EU-8. The analytical program included gas chromatography (GC), gas chromatography–mass spectrometry (GC-MS), fingerprinting, biomarker analysis (steranes, terpanes, aromatic hydrocarbons), as well as physicochemical and PVT analyses using the FLUID EVAL™system with visual phase-statemonitoring. Results: Biomarker analysis confirmed the genetic uniformity of all samples. indicating that the fluids were generated within a single marine carbonate petroleum system. Based on a set of criteria (density 780 kg/m³, molecular weight 150 g/mol, C₇₊ content 85%, Σ(C₁–C₉)/Σ(C₁₀₊) ratio 1), all samples were classified as oil. The sample from well EU-7 was identified as volatile oil. PVT analyses and visual observations ruled out the presence of gas-condensate systems. The established phase model corresponds to an oil reservoir characterized by gravitational segregation and a volatile-oil transition zone in the crestal part of the structure, without a conventional gas cap. Conclusion: The multidisciplinary approach applied in this study enabled verification of the fluid phase zonation at the Eastern Urikhtau field. The proposed reservoir model, representing an oil rim without a distinct gas cap, requires the application of the volumetric method for reserve estimation and consideration of the identified phase heterogeneity during field development planning in order to minimize geological risks and ensure accurate resource assessment.

fluid phase zonationbiomarker analysisgas-oil ratioPVTEastern UrikhtauPrecaspian Basin

флюидтердің фазалық аймақтылығыбиомаркерлік талдаугаз факторыPVTШығыс ӨріктауКаспий маңы ойпаты

фазовая зональность флюидовбиомаркерный анализгазовый факторPVTВосточный УрихтауПрикаспийская впадина

<h3>Введение</h3> 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 (далее – УВ). Установлено, что нефти подсолевых отложений (Кожасай, Алибекмола, Урихтау) сгенерированы преимущественно карбонатной нефтематеринской породой (далее – НМП) морского генезиса. В то же время нефти надсолевых комплексов (Каратобе, Южное Каратобе) связаны с морским глинистым органическим веществом (далее – ОВ) [5, 6]. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 1. Генетическая типизация нефтей Восточного Прикаспия PZ – палеозой / Paleozoic" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229579-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229579-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 1. Генетическая типизация нефтей Восточного Прикаспия Figure 1. Genetic Typing of Oils of the Eastern Caspian Region PZ – палеозой / Paleozoic 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. Проблема фазового состояния месторождения Восточный Урихтау. Месторождение Восточный Урихтау, открытое в 2015 г., 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 неопределённость, связанная с фазовой принадлежностью флюидов. При среднем уровне газового фактора (далее – ГФ) по месторождению в пределах 300–500 м³/м³ в указанных скважинах зафиксированы аномальные значения ГФ, достигающие 1000 м³/м³. Это создаёт дилемму: имеем ли мы дело с нефтяной залежью с высоким содержанием растворённого газа (летучая нефть) или же с ретроградной газоконденсатной системой? 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 подсчёт запасов для КТ-I и КТ-II был выполнен в 2016 г., а последний пересчёт запасов был успешно защищен в 2023 г. По результатам интерпретации глубинных проб флюидов возникает неопределённость в вопросе наличия газовой шапки на месторождении Восточный Урихтау. Сопоставление гипсометрических отметок газонефтяных контактов (далее – ГНК) 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 ГНК фиксируется на значительно более низкой отметке (-3792,6 м), что не согласуется с региональной структурной моделью и установленными закономерностями распределения флюидов. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 2. Структурная карта по отражающему горизонту КТ-II" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229580-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229580-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 2. Структурная карта по отражающему горизонту КТ-II Figure 2. Structural Map of the KT-II Reflecting Horizon Указанное расхождение позволяет предположить отсутствие классической газовой шапки на месторождении Восточный Урихтау. Зафиксированные повышенные значения ГФ и признаки газоконденсатности, вероятно, обусловлены фазовым поведением углеводородной системы (разгазирование нефти, переходные флюиды), а также повышенной термической зрелостью ОВ. 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 объёмных коэффициентов, что влечёт 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 глубокопогружённых зонах генерации. Целью данной работы является установление генетической и фазовой принадлежности пластовых систем Восточного Урихтау на примере 7 скважин. Для решения поставленных задач применён мультидисциплинарный подход, включающий газовую хроматографию (далее – ГХ), детальный биомаркерный анализ и комплексные PVT-исследования (от англ. Pressure, Volume, Temperature – давление, объём, температура) глубоких проб. <h3>Материалы и методы</h3> Объектом геохимических исследований послужили семь проб флюида (ВУ-1–ВУ-4, ВУ-6–ВУ-8) месторождения Восточный Урихтау (рис. 3). Аналитическая часть работы, включающая детальный анализ состава УВ, была реализована в профильной лаборатории Атырауского филиала ТОО «КМГ Инжиниринг». <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 3. Обзорная карта а) карта Прикаспийского бассейна / Map of the Caspian basin; б) геологическая модель Восточного Урихтау / Geological model of the Eastern Urikhtau field; в) схема водонефтяного контакта месторождения Восточный Урихтау / OWC scheme of Eastern Urikhtau field; д) отобранные образцы УВ / selected HC samples" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229581-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229581-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 3. Обзорная карта Figure 3. Overview map а) карта Прикаспийского бассейна / Map of the Caspian basin; б) геологическая модель Восточного Урихтау / Geological model of the Eastern Urikhtau field; в) схема водонефтяного контакта месторождения Восточный Урихтау / OWC scheme of Eastern Urikhtau field; д) отобранные образцы УВ / selected HC samples Для геохимического исследования нефти применялись методы ГХ, ГХ с масс-спектрометрией (далее – ГХ-МС) и фингерпринтинг нефти, которые позволяют определить её состав и происхождение, оценить условия формирования и преобразования, а также генетическую типизацию. <h3>Результаты</h3> Первичными индикаторами, позволяющими 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-жёлтой или соломенной окраской, обусловленной преобладанием лёгких дистиллятных фракций и отсутствием тяжёлых полициклических структур. Подобные цветовые характеристики в пробах Восточного Урихтау зафиксированы не были. Для детальной интерпретации их генезиса на молекулярном уровне был применён ряд аналитических методов, включающий газожидкостную хроматографию, определение биомаркерных параметров и анализ распределения ароматических УВ. На основе данных ГХ-МС были рассчитаны параметры, указанные в табл. 1. Таблица 1. Результаты ГХ и ГХ-МС Table 1. Results of GC and GC-MS <table> <thead> <tr> <td style="text-align: center;"> Образцы Samples </td> <td style="text-align: center;"> ВУ-1 EU-1 </td> <td style="text-align: center;"> ВУ-2 EU-2 </td> <td style="text-align: center;"> ВУ-3 EU-3 </td> <td style="text-align: center;"> ВУ-4 EU-4 </td> <td style="text-align: center;"> ВУ-6 EU-6 </td> <td style="text-align: center;"> ВУ-7 EU-7 </td> <td style="text-align: center;"> ВУ-8 EU-8 </td> </tr> </thead> <tbody> <tr> <td> Горизонт Horizon </td> <td style="text-align: center;" colspan="7"> КТ-II / KT-II </td> </tr> <tr> <td> Интервал отбора Sampling interval, m </td> <td style="text-align: center;"> 3981,7–4081,0 </td> <td style="text-align: center;"> 4015,0–4054,0 </td> <td style="text-align: center;"> 4012,0–4132,0 </td> <td style="text-align: center;"> 3976,0–4121,0 </td> <td style="text-align: center;"> 4015,0–4095,0 </td> <td style="text-align: center;"> 4143,8 </td> <td style="text-align: center;"> 4068,0 </td> </tr> <tr> <td> Pr/Ph </td> <td style="text-align: center;"> 1,539 </td> <td style="text-align: center;"> 1,535 </td> <td style="text-align: center;"> 1,182 </td> <td style="text-align: center;"> 1,135 </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;"> 1,329 </td> <td style="text-align: center;"> 1,457 </td> </tr> <tr> <td> Pr/C₁₇ </td> <td style="text-align: center;"> 0,643 </td> <td style="text-align: center;"> 0,632 </td> <td style="text-align: center;"> 0,638 </td> <td style="text-align: center;"> 1,712 </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;"> 0,613 </td> <td style="text-align: center;"> 0,605 </td> </tr> <tr> <td> Ph/C₁₈ </td> <td style="text-align: center;"> 0,501 </td> <td style="text-align: center;"> 0,487 </td> <td style="text-align: center;"> 0,620 </td> <td style="text-align: center;"> 1,521 </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;"> 0,511 </td> <td style="text-align: center;"> 0,479 </td> </tr> <tr> <td> C₁₇/C₂₇ </td> <td style="text-align: center;"> 4,386 </td> <td style="text-align: center;"> 3,623 </td> <td style="text-align: center;"> 2,984 </td> <td style="text-align: center;"> 1,524 </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;"> 4,048 </td> <td style="text-align: center;"> 3,820 </td> </tr> <tr> <td> CPI-1 </td> <td style="text-align: center;"> 1,009 </td> <td style="text-align: center;"> 0,975 </td> <td style="text-align: center;"> 1,166 </td> <td style="text-align: center;"> 1,083 </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;"> 0,792 </td> <td style="text-align: center;"> 0,034 </td> </tr> <tr> <td> C₂₉ st S/R </td> <td style="text-align: center;"> 1,169 </td> <td style="text-align: center;"> 1,129 </td> <td style="text-align: center;"> 1,052 </td> <td style="text-align: center;"> 1,060 </td> <td style="text-align: center;"> 1,512 </td> <td style="text-align: center;"> 0,984 </td> <td style="text-align: center;"> 0,832 </td> </tr> <tr> <td> C₂₉ st I/R </td> <td style="text-align: center;"> 1,528 </td> <td style="text-align: center;"> 1,505 </td> <td style="text-align: center;"> 1,482 </td> <td style="text-align: center;"> 1,461 </td> <td style="text-align: center;"> 1,391 </td> <td style="text-align: center;"> 1,282 </td> <td style="text-align: center;"> 1,244 </td> </tr> <tr> <td> C₂₉ st/30 H </td> <td style="text-align: center;"> 0,778 </td> <td style="text-align: center;"> 0,886 </td> <td style="text-align: center;"> 0,668 </td> <td style="text-align: center;"> 0,750 </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;"> 0,567 </td> <td style="text-align: center;"> 0,544 </td> </tr> <tr> <td> 19 TT/23 TT </td> <td style="text-align: center;"> 0,125 </td> <td style="text-align: center;"> 0,117 </td> <td style="text-align: center;"> 0,130 </td> <td style="text-align: center;"> 0,122 </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;"> 0,139 </td> <td style="text-align: center;"> 0,122 </td> </tr> <tr> <td> 20 TT/21 TT </td> <td style="text-align: center;"> 0,752 </td> <td style="text-align: center;"> 0,774 </td> <td style="text-align: center;"> 0,778 </td> <td style="text-align: center;"> 0,781 </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;"> 0,786 </td> <td style="text-align: center;"> 0,709 </td> </tr> <tr> <td> Ts/Tm </td> <td style="text-align: center;"> 0,423 </td> <td style="text-align: center;"> 0,443 </td> <td style="text-align: center;"> 0,418 </td> <td style="text-align: center;"> 0,444 </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;"> 0,407 </td> <td style="text-align: center;"> 0,476 </td> </tr> <tr> <td> 29H </td> <td style="text-align: center;"> 0,791 </td> <td style="text-align: center;"> 0,759 </td> <td style="text-align: center;"> 0,606 </td> <td style="text-align: center;"> 0,681 </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;"> 0,597 </td> <td style="text-align: center;"> 0,512 </td> </tr> <tr> <td> 30H </td> <td style="text-align: center;"> 0,476 </td> <td style="text-align: center;"> 0,449 </td> <td style="text-align: center;"> 0,451 </td> <td style="text-align: center;"> 0,462 </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;"> 0,541 </td> <td style="text-align: center;"> 0,680 </td> </tr> <tr> <td> 31H </td> <td style="text-align: center;"> 0,309 </td> <td style="text-align: center;"> 0,349 </td> <td style="text-align: center;"> 0,453 </td> <td style="text-align: center;"> 0,386 </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;"> 0,379 </td> <td style="text-align: center;"> 0,345 </td> </tr> <tr> <td> 29 Ts/29Tm </td> <td style="text-align: center;"> 0,166 </td> <td style="text-align: center;"> 0,154 </td> <td style="text-align: center;"> 0,140 </td> <td style="text-align: center;"> 0,169 </td> <td style="text-align: center;"> 0,519 </td> <td style="text-align: center;"> 0,170 </td> <td style="text-align: center;"> 0,207 </td> </tr> <tr> <td> 4/1 MDBT </td> <td style="text-align: center;"> 3,085 </td> <td style="text-align: center;"> 3,036 </td> <td style="text-align: center;"> 2,969 </td> <td style="text-align: center;"> 3,054 </td> <td style="text-align: center;"> 3,131 </td> <td style="text-align: center;"> 3,030 </td> <td style="text-align: center;"> 3,050 </td> </tr> <tr> <td> 3+2/1 MDBT </td> <td style="text-align: center;"> 2,991 </td> <td style="text-align: center;"> 2,983 </td> <td style="text-align: center;"> 2,822 </td> <td style="text-align: center;"> 3,018 </td> <td style="text-align: center;"> 3,096 </td> <td style="text-align: center;"> 3,092 </td> <td style="text-align: center;"> 3,118 </td> </tr> <tr> <td> DBT/Phen </td> <td style="text-align: center;"> 1,698 </td> <td style="text-align: center;"> 1,561 </td> <td style="text-align: center;"> 1,888 </td> <td style="text-align: center;"> 1,489 </td> <td style="text-align: center;"> 2,631 </td> <td style="text-align: center;"> 1,790 </td> <td style="text-align: center;"> 1,547 </td> </tr> </tbody> </table> Pr – пристан / pristane; Ph – фитан / phytane; CPI-1– индекс преобладания углерода / Carbon Preference Index; st – стеран / sterane; S/R – соотношение S и R стереоизомеров / ratio of S and R stereoisomers; I/R – отношение изо- и регулярных стеранов / ratio of iso- and regular steranes; TT – трициклический терпан / tricyclic terpane; Ts – триснорнеогопан / trisnorneohopane; Tm – трисноргопан / trisnorhopane; MDBT – метилдибензолтиофен / methyldibenzothiophene; DBT– дибензолтиофен / dibenzothiophene; Phen – фенантрен / phenanthrene 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 тяжёлых 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. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 4. Хроматограммы образцов нефти месторождения Восточный Урихтау" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229582-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229582-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 4. Хроматограммы образцов нефти месторождения Восточный Урихтау Figure 4. Chromatograms of Oil Samples from the Eastern Urikhtau Field Для сырой нефти характерен полный набор терпанов от C₁₉ до C₃₅ (рис. 5). Это молекулярный «каркас», который свидетельствует о том, что флюид не подвергался экстремальному термическому воздействию или фазовой фракции, которая отсекла бы тяжёлые углеводороды. Газоконденсаты, как правило, сильно обеднены тяжёлыми 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, скорее всего, исследованные образцы ВУ являются лёгкой нефтью, а не конденсатом в классическом понимании. Флюид сохранил признаки жидкой фазы, характерные для нефтяных систем (рис. 5). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 5. Масс-фрагментограмма а) терпаны на m/z 191 / terpanes at m/z 191; б) стераны на m/z 217 / steranes at m/z 217" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229583-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229583-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 5. Масс-фрагментограмма Figure 5. Mass Fragmentogram а) терпаны на m/z 191 / terpanes at m/z 191; б) стераны на m/z 217 / steranes at m/z 217 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) метилдибензотиофены (C₁₃H₁₀S) (рис. 6). 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. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 6. Масс-фрагментограммы дибензотиофенов (m/z 184), фенантренов (m/z 178), метилдибензотиофенов (m/z 198) и метилфенантренов (m/z 192) в исследованных нефтях" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229584-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229584-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 6. Масс-фрагментограммы дибензотиофенов (m/z 184), фенантренов (m/z 178), метилдибензотиофенов (m/z 198) и метилфенантренов (m/z 192) в исследованных нефтях Figure 6. Mass Fragmentograms of Dibenzothiophenes (m/z 184), Phenanthrenes (m/z 178), Methyldibenzothiophenes (m/z 198) and Methylphenanthrenes (m/z 192) in the Studied Oils Высокая интенсивность пиков указанных соединений на масс-фрагментограммах (ось ординат) даёт основание предполагать превалирование нефтяной составляющей над газоконденсатной. Данный вывод базируется на закономерностях термической деструкции: в условиях жёсткого термобарического режима (высокие температуры и давления), характерных для глубокопогруженных газоконденсатных систем, концентрация полициклических ароматических УВ и гетероциклических соединений закономерно снижается вследствие процессов термического крекинга. <h3>Обсуждение</h3> <h4>Геохимические анализы</h4> Для детального сопоставления исследуемых флюидов был проведён прецизионный анализ методом LTM-MD-GC (от англ. Low Thermal Mass – Multi-Dimensional – Gas Chromatography) низкотермическая многомерная газовая 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 надёжным критерием для корреляции флюидов. Практически идентичный профиль распределения этих 12 пиков во всех исследованных пробах (рис. 7) 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. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 7. Фингерпринтинг образцов" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229585-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229585-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 7. Фингерпринтинг образцов Figure 7. Fingerprinting of Samples По данным фингерпринтинга установлено, что нефть всех скважин демонстрирует 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. 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 (рис. 11–13). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 10. Диаграмма Кэннона-Кэссоу" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229588-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229588-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 10. Диаграмма Кэннона-Кэссоу Figure 10. Cannon-Cassou Diagram <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 11. Зависимость Pr/Ph от DBT/ Phen" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229589-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229589-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 11. Зависимость Pr/Ph от DBT/ Phen Figure 11. Relationship between Pr/Ph and DBT/Phen ratios <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 12. Зависимость С₂₉9стеран/С₃₀ гопан от Пристан/фитан в исследованных пробах" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229590-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229590-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 12. Зависимость С₂₉9стеран/С₃₀ гопан от Пристан/фитан в исследованных пробах Figure 12. Relationship between C₂₉Sterane/C₃₀ Hopane and Pristane/Phytane Ratios in the Studied Samples <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 13. Зависимость терпанов С₂₇Ts/Tm от C₂₉Ts/Tm в пробе" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229591-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229591-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 13. Зависимость терпанов С₂₇Ts/Tm от C₂₉Ts/Tm в пробе Figure 13. Relationship between C₂₇ Ts/Tm and C₂₉ Ts/Tm ratios in the sample Коэффициент лёгкости для нефти обычно менее 1, для конденсата – очень высокий (более 1–2). В данном случае коэффициент лёгкости 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 ГХ-МС 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. Отсутствие подобных признаков в пробах Восточного Урихтау дополнительно подтверждает их принадлежность к жидким нефтяным фазам. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 8. Зависимость Pr/Ph и C₁₇/C₂₇" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229586-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229586-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 8. Зависимость Pr/Ph и C₁₇/C₂₇ Figure 8. Relationship between Pr/Ph and C₁₇/C₂₇ 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 ОВ (рис. 9). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 9. Зависимость изомеров стерана C₂₉ααα (S/S+R) от C₂₉ αββ (S+R)/αββ(S+R)+ ααα(S+R) в нефти" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229587-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229587-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 9. Зависимость изомеров стерана C₂₉ααα (S/S+R) от C₂₉ αββ (S+R)/αββ(S+R)+ ααα(S+R) в нефти Figure 9. Relationship between C₂₉ ααα (S/(S+R)) sterane isomers and C₂₉ αββ/(αββ + ααα) ratios in oils <h4>Физико-химические и PVT-анализы</h4> В основе классификации флюидов могут лежать также такие критерии, как тип добываемой продукции, количество углеводородных фаз в пластовых условиях и тип давления насыщения (начало газовыделения или точка росы) [17]. В работе Mejia Martinez N.D. [18], основанной на анализе 138 PVT-отчётов по флюидам из нетрадиционных коллекторов, ключевым PVT-параметром для отличия конденсата от нефти является то, что ретроградный газоконденсат характеризуется значительно более высоким ГФ (часто превышающим 4000–7000 scf/STB<a href="#_ftn1" name="_ftnref1">[1]</a>) и более высоким API (часто 50–60°API<a href="#_ftn2" name="_ftnref2">[2]</a>) по сравнению с чёрной и летучей нефтью. На основании комплексного анализа физико-химических параметров, представленных в табл. 2, все исследованные образцы (BУ-1–ВУ-4, BУ-6–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. Таблица 2. Результаты геохимических, физико-химических и PVT-анализов Table 2. Results of Geochemical, Physicochemical and PVT analyses <table> <thead> <tr> <td style="text-align: center;"> Параметры Parameters </td> <td style="text-align: center;"> Газоконденсат Gas condensate </td> <td style="text-align: center;"> Нефть Oil </td> <td style="text-align: center;"> ВУ-1 EU-1 </td> <td style="text-align: center;"> ВУ-2 EU-2 </td> <td style="text-align: center;"> ВУ-3 EU-3 </td> <td style="text-align: center;"> ВУ-4 EU-4 </td> <td style="text-align: center;"> ВУ-6 EU-6 </td> <td style="text-align: center;"> ВУ-7 EU-7 </td> <td> ВУ-8 EU-8 </td> </tr> </thead> <tbody> <tr> <td> Глубина отбора, м Sampling depth, m </td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"> 3981,7–4081 </td> <td style="text-align: center;"> 4015–4054 </td> <td style="text-align: center;"> 4063,1 </td> <td style="text-align: center;"> 3976–4121 </td> <td style="text-align: center;"> 4169,89 </td> <td style="text-align: center;"> 4143,8 </td> <td> 4019,95 </td> </tr> <tr> <td colspan="10"> Геохимические данные Geochemical data </td> </tr> <tr> <td> н-алкановый ряд n-alkane range </td> <td style="text-align: center;"> до С₂₅₋₃₀ </td> <td style="text-align: center;"> до С₃₇₋₄₀ </td> <td style="text-align: center;"> C₃₃ </td> <td style="text-align: center;"> C₃₃ </td> <td style="text-align: center;"> C₃₃ </td> <td style="text-align: center;"> C₃₃ </td> <td style="text-align: center;"> – </td> <td style="text-align: center;"> C₃₃ </td> <td> C₃₃ </td> </tr> <tr> <td> наличие биомаркеров C₁₉–C₃₅ Presence of C₁₉–C₃₅ biomarkers </td> <td style="text-align: center;"> обычно отсутствует usually absent </td> <td style="text-align: center;"> присутствует present </td> <td style="text-align: center;"> присутствует present </td> <td style="text-align: center;"> присутствует present </td> <td style="text-align: center;"> присутствует present </td> <td style="text-align: center;"> присутствует present </td> <td style="text-align: center;"> – </td> <td style="text-align: center;"> присутствует present </td> <td> присутствует present </td> </tr> <tr> <td> Σ(C₁–C₉)/Σ(C₁₀₊) </td> <td style="text-align: center;"> 1 </td> <td style="text-align: center;"> 1 </td> <td style="text-align: center;"> 0,68 </td> <td style="text-align: center;"> 0,60 </td> <td style="text-align: center;"> 0,48 </td> <td style="text-align: center;"> 0,34 </td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"> 0,33 </td> <td> 0,38 </td> </tr> <tr> <td colspan="10"> Физико-химические параметры / Physicochemical parameters </td> </tr> <tr> <td> Цвет Color </td> <td style="text-align: center;"> жёлтый yellow </td> <td style="text-align: center;"> коричневый brown </td> <td style="text-align: center;"> коричневый brown </td> <td style="text-align: center;"> коричневый </td> <td style="text-align: center;"> коричневый </td> <td style="text-align: center;"> коричневый </td> <td style="text-align: center;"> коричневый </td> <td style="text-align: center;"> коричневый </td> <td> коричневый </td> </tr> <tr> <td> Плотность, кг/м³ Density, kg/m³ </td> <td style="text-align: center;"> 700–800 </td> <td style="text-align: center;"> 800 </td> <td style="text-align: center;"> 829,9 </td> <td style="text-align: center;"> 834,3 </td> <td style="text-align: center;"> 845,3 </td> <td style="text-align: center;"> 842 </td> <td style="text-align: center;"> 838,9 </td> <td style="text-align: center;"> 843,4 </td> <td> 837,3 </td> </tr> <tr> <td> Молекулярная масса, г/моль Molecular weight, g/mol </td> <td style="text-align: center;"> 150 </td> <td style="text-align: center;"> 150 </td> <td style="text-align: center;"> 179 </td> <td style="text-align: center;"> 201 </td> <td style="text-align: center;"> 217 </td> <td style="text-align: center;"> 212 </td> <td style="text-align: center;"> 204 </td> <td style="text-align: center;"> 219 </td> <td> 201 </td> </tr> <tr> <td> Асфальтены, %масс. Asphaltenes, wt.% </td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"> 0,12 </td> <td style="text-align: center;"> 0,15 </td> <td style="text-align: center;"> – </td> <td style="text-align: center;"> 0,20 </td> <td style="text-align: center;"> 0,10 </td> <td style="text-align: center;"></td> <td> 0,16 </td> </tr> <tr> <td> Содержание парафина, %масс. Paraffin content, wt.% </td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"> 0,58 </td> <td style="text-align: center;"> 0,51 </td> <td style="text-align: center;"> 1,97 </td> <td style="text-align: center;"> 0,56 </td> <td style="text-align: center;"> 1,46 </td> <td style="text-align: center;"></td> <td> 1,86 </td> </tr> <tr> <td colspan="10"> PVT-данные / PVT data </td> </tr> <tr> <td rowspan="2"> Маркерный показатель, Мпа Saturation pressure, MPa </td> <td style="text-align: center;"> давление начала конденсации (точка росы) dew point pressure (gas condensate) </td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"></td> <td></td> </tr> <tr> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"> давление насыщения нефти газом bubble point pressure (oil) </td> <td style="text-align: center;"> 32,43 </td> <td style="text-align: center;"> 41,09 </td> <td style="text-align: center;"> 37,31 </td> <td style="text-align: center;"> 38,05 </td> <td style="text-align: center;"> 32,89 </td> <td style="text-align: center;"> 27,50 </td> <td> 34,80 </td> </tr> <tr> <td> Газосодержание, м³/м³ Gas-oil ratio, m³/m³ </td> <td style="text-align: center;"> 1000–10000 </td> <td style="text-align: center;"> 300–500 </td> <td style="text-align: center;"> 376,34 </td> <td style="text-align: center;"> 498,09 </td> <td style="text-align: center;"> 392,40 </td> <td style="text-align: center;"> 248,04 </td> <td style="text-align: center;"> 360,51 </td> <td style="text-align: center;"> 219,49 </td> <td> 162,90 </td> </tr> <tr> <td> Плотность газа при пластовом давлении, г/см³ Gas density at reservoir pressure, g/cm³ </td> <td style="text-align: center;"> 0,5 </td> <td style="text-align: center;"> 0,6–0,7 </td> <td style="text-align: center;"> 0,604 </td> <td style="text-align: center;"> 0,562 </td> <td style="text-align: center;"> 0,616 </td> <td style="text-align: center;"> 0,657 </td> <td style="text-align: center;"> 0,639 </td> <td style="text-align: center;"> 0,6829 </td> <td> 0,598 </td> </tr> <tr> <td> Вязкость, мПа*с Viscosity, mPa·s </td> <td style="text-align: center;"> очень низкая very low </td> <td style="text-align: center;"> относительно высокая relatively high </td> <td style="text-align: center;"> 0,30 </td> <td style="text-align: center;"> 0,27 </td> <td style="text-align: center;"> 0,17 </td> <td style="text-align: center;"> 0,90 </td> <td style="text-align: center;"> 0,25 </td> <td style="text-align: center;"> 0,61 </td> <td> 0,290 </td> </tr> <tr> <td> Компонентный состав (C₇₊), %масс. C₇⁺ fraction composition, wt.% </td> <td style="text-align: center;"> низкая low </td> <td style="text-align: center;"> высокая high </td> <td style="text-align: center;"> 85,35 </td> <td style="text-align: center;"> 91,47 </td> <td style="text-align: center;"> 98,29 </td> <td style="text-align: center;"> 98,64 </td> <td style="text-align: center;"> 96,20 </td> <td style="text-align: center;"></td> <td> 90,54 </td> </tr> </tbody> </table> 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 тяжёлых УВ (фракция C₇₊), которое варьируется от 85% до 98,6% от общего состава. Столь высокая концентрация тяжёлых компонентов полностью исключает возможность отнесения образцов к газоконденсатам, в которых преобладают лёгкие фракции (C₅–C₁₀). Этот вывод дополнительно подтверждается соотношением лёгких и тяжёлых УВ (Σ(C₁–C₉)/Σ(C₁₀₊)), полученных по результатам ГХ: во всех пробах оно составляет менее единицы (0,34–0,68), что является классическим индикатором нефти, где лёгкие фракции не доминируют над тяжёлыми. Образцы ВУ-6 и ВУ-7 классифицируются как нефть, однако они представляют два различных типа нефтяных систем. Образец ВУ-6 характеризуется плотностью 838,9 кг/м³, что соответствует средней или тяжёлой нефти с умеренным газосодержанием 360 м³/м³ и экстремально высоким содержанием тяжёлой фракции C₇₊ на уровне 96,20%масс. Такое сочетание параметров указывает на классическую нефть с незначительным количеством растворённого газа и преобладанием высокомолекулярных соединений. На рис. 14 можно заметить, что содержание асфальтенов С₃₀₊ в пробах, отобранных со скважин ВУ-1 и ВУ-2, составляет 0,875 и 0,725%мол., что значительно ниже, чем в других образцах (табл. 3). Такое низкое содержание обычно характерно для газоконденсата. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 14. Состав углеводородов по C₇₊ и С₃₀₊" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229592-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229592-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 14. Состав углеводородов по C₇₊ и С₃₀₊ Figure 14. Composition of Hydrocarbons by C₇₊ and С₃₀₊ Таблица 3. Состав УВ по семи образцам нефти месторождения Восточный Урихтау Table 3. Hydrocarbon Composition of Seven Oil Samples from the Eastern Urikhtau Field <table> <thead> <tr> <td style="text-align: center;" rowspan="2"> № скв. Well No. </td> <td style="text-align: center;" colspan="8"> Доля УВ, % / Hydrocarbon content, % </td> <td style="text-align: center;" rowspan="2"> Тип жидкости Liquid Type </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center;"> С₁ </td> <td style="text-align: center;"> С₂ </td> <td style="text-align: center;"> С₃ </td> <td style="text-align: center;"> С₄ </td> <td style="text-align: center;"> С₅ </td> <td style="text-align: center;"> С₆ </td> <td style="text-align: center;"> С₇₊ </td> <td style="text-align: center;"> С₃₀₊ </td> </tr> </thead> <tbody> <tr> <td style="text-align: center;"> ВУ-1 </td> <td style="text-align: center;"> 57,14 </td> <td style="text-align: center;"> 7,199 </td> <td style="text-align: center;"> 4,397 </td> <td style="text-align: center;"> 2,17 </td> <td style="text-align: center;"> 1,059 </td> <td style="text-align: center;"> 1,154 </td> <td style="text-align: center;"> 17,569 </td> <td style="text-align: center;"> 0,875 </td> <td style="text-align: center;" rowspan="7"> Нефть Oil </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center;"> ВУ-2 </td> <td style="text-align: center;"> 63,192 </td> <td style="text-align: center;"> 6,565 </td> <td style="text-align: center;"> 4,191 </td> <td style="text-align: center;"> 1,866 </td> <td style="text-align: center;"> 0,808 </td> <td style="text-align: center;"> 0,723 </td> <td style="text-align: center;"> 14,828 </td> <td style="text-align: center;"> 0,726 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center;"> ВУ-3 </td> <td style="text-align: center;"> 61,211 </td> <td style="text-align: center;"> 5,814 </td> <td style="text-align: center;"> 3,705 </td> <td style="text-align: center;"> 1,585 </td> <td style="text-align: center;"> 0,805 </td> <td style="text-align: center;"> 0,648 </td> <td style="text-align: center;"> 21,029 </td> <td style="text-align: center;"> 1,383 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center;"> ВУ-4 </td> <td style="text-align: center;"> 51,338 </td> <td style="text-align: center;"> 5,691 </td> <td style="text-align: center;"> 2,874 </td> <td style="text-align: center;"> 1,484 </td> <td style="text-align: center;"> 0,612 </td> <td style="text-align: center;"> 0,75 </td> <td style="text-align: center;"> 30,007 </td> <td style="text-align: center;"> 3,613 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center;"> ВУ-6 </td> <td style="text-align: center;"> 56,2 </td> <td style="text-align: center;"> 4,838 </td> <td style="text-align: center;"> 5,835 </td> <td style="text-align: center;"> 2,424 </td> <td style="text-align: center;"> 1,147 </td> <td style="text-align: center;"> 1,689 </td> <td style="text-align: center;"> 22,443 </td> <td style="text-align: center;"> 1,226 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center;"> ВУ-7 </td> <td style="text-align: center;"> 55,72 </td> <td style="text-align: center;"> 5,643 </td> <td style="text-align: center;"> 4,816 </td> <td style="text-align: center;"> 2,559 </td> <td style="text-align: center;"> 1,342 </td> <td style="text-align: center;"> 0,751 </td> <td style="text-align: center;"> 23,972 </td> <td style="text-align: center;"> 1,493 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center;"> ВУ-8 </td> <td style="text-align: center;"> 60,209 </td> <td style="text-align: center;"> 6,895 </td> <td style="text-align: center;"> 4,915 </td> <td style="text-align: center;"> 2,411 </td> <td style="text-align: center;"> 1,208 </td> <td style="text-align: center;"> 1,189 </td> <td style="text-align: center;"> 16,443 </td> <td style="text-align: center;"> 1,055 </td> </tr> </tbody> </table> Компонентный состав разгазированной нефти определён на газожидкостном хроматографе «Хроматэк-Кристалл 5000»<a href="#_ftn3" name="_ftnref3">[3]</a> согласно ГОСТ Р 54291-2010<a href="#_ftn4" name="_ftnref4">[4]</a>. <h4>Методика исследования при постоянной массе CME<a href="#_ftn5" name="_ftnref5">[5]</a></h4> Исследование при постоянной массе без выпуска пластовой смеси или PV-соотношения. Исследования нацелены на определение коэффициента сжимаемости и температурного расширения нефти в результате увеличения объёма (V) пластовой нефти при снижении давления (P) (при постоянной температуре) или повышении температуры (при постоянном давлении). Определение изотермических PV-соотношений при пластовой температуре позволяет выполнить расчёты изменения величин объёмного коэффициента и плотности пластовой нефти при изменении давления от давления насыщения до пластового давления согласно методике выполнения измерений (далее – МВИ) 2 №02-2017, (методы исследования пластовых флюидов и сепарированных нефтей, разработанные Атырауским филиалом ТОО «КМГ Инжиниринг», Казахстан). Исследования при постоянной массе дают возможность оценки давления насыщения на основе графического изображения результатов измерений соотношений между давлением и объёмом пластовой нефти в процессе её изотермического расширения. Лабораторные исследования пластовой нефти проводились на установке FLUID EVAL™ (Франция)<a href="#_ftn6" name="_ftnref6">[6]</a> в соответствии с существующим МВИ 2 №02-2017. Установка оборудована системой видеонаблюдения, которая позволяет в реальном времени отслеживать состояние флюида. Визуальные наблюдения и результаты PVT-исследований подтвердили, что все 7 проб являются нефтяными (рис. 15). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 15. Соотношение давления к относительному объёму а) ВУ-7 / EU-7; б) ВУ-8 / EU-8; в) ВУ-6 / EU-6; г) ВУ-4 / EU-4; д) ВУ-3 / EU-3; е) ВУ-2 / EU-2; ж) ВУ-1 / EU-1" href="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229593-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108969/supp/108969-229593-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 15. Соотношение давления к относительному объёму Figure 15. Pressure–Relative Volume Relationship а) ВУ-7 / EU-7; б) ВУ-8 / EU-8; в) ВУ-6 / EU-6; г) ВУ-4 / EU-4; д) ВУ-3 / EU-3; е) ВУ-2 / EU-2; ж) ВУ-1 / EU-1 <h3>Заключение</h3> По результатам комплексных геохимических, физико-химических и PVT-исследований семи глубинных проб флюидов месторождения Восточный Урихтау (скв. ВУ-1–ВУ-4, ВУ-6–ВУ-8) установлена генетическая и фазовая принадлежность углеводородных систем, а также определены закономерности их распределения в пределах карбонатного резервуара. Биомаркерный анализ (ГХ-МС) 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 УВ. Параметры изомеризации стеранов и терпанов указывают на нахождение ОВ 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 тяжёлых компонентов (C₇₊ = 87,88%масс.) и отсутствием давления начала конденсации при PVT-испытаниях. Визуальные наблюдения в процессе PVT-исследований на установке FLUID EVAL™ подтвердили нефтяную природу всех проб. Сравнение гипсометрических отметок ГНК 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 объёмного метода подсчёта запасов для нефтяной оторочки без выделения самостоятельной газовой шапки. Использование коэффициентов, характерных для газоконденсатных систем, при подсчёте запасов жидких УВ приведёт 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 УВ. 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. Однако нужно отметить, что отсутствие данных по соседним горизонтам не позволяет распространить отмеченные выводы о типе углеводорода на всю исследованную структуру, и по мере накопления нового материала из соседних структур и горизонтов будут внесены соответствующие корректировки и уточнения, детализирующие типы УВ и направление их вторичной миграции. <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: Сейтхазиев Е.Ш. – разработка методологии, интерпретация результатов, редактирование текста, формулирование основных выводов; Джарасова Т.С. – сбор информации, обобщение данных, литературный обзор, написание статьи; Алдебек А.Е. – сбор и анализ геолого-геофизических материалов, построение графических материалов; Ыхласов Н.К. – участие в обработке PVT-данных и обсуждении результатов; Рахымберди Р. – концепция исследования. <h3>ADDITIONAL INFORMATION</h3> Funding source. This study was not supported 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: Yessimkhan S. Seitkhaziyev – methodology development, interpretation of results, manuscript editing, formulation of key conclusions; Tolganay S. Jarassova – data collection, data synthesis, literature review, systematization of scientific sources, manuscript writing; Almira Ye. Aldebek – geological and geophysical data collection and analysis, geological modeling, preparation of graphical materials; Nauryzbay Ykhlassov – participation in PVT data processing and interpretation and discussion of results; Rauan Rakhymberdi – research conceptualization. <a href="#_ftnref1" name="_ftn1">[1]</a> scf/STB (англ. Standard Cubic Feet per Stock Tank Barrel) – единица измерения газового фактора, показывающая количество стандартных кубических футов газа (scf), растворённых в одном стандартном барреле нефти (STB). <a href="#_ftnref2" name="_ftn2">[2]</a> °API (англ. <a href="https://www.api.org/">American Petroleum Institute</a> – Американский институт нефти) – в данном случае единица измерения плотности нефти, разработанная Американским институтом нефти (градус API), позволяющая определить относительную плотность нефти по отношению к плотности воды при той же температуре. <a href="#_ftnref3" name="_ftn3">[3]</a> Газовый хроматограф «Хроматэк-Кристалл 5000» – это универсальный лабораторный прибор, предназначенный для разделения, идентификации и количественного анализа сложных многокомпонентных смесей (газов, жидкостей). Производится <a href="https://www.chromatec.ru/products/gc/">ЗАО СКБ «Хроматэк» (Йошкар-Ола, Россия)</a>. <a href="#_ftnref4" name="_ftn4">[4]</a> <a href="https://prg.kz/document/?doc_id=31476515">ГОСТ Р 54291-2010 «Нефть сырая. Газохроматографический метод определения распределения компонентов по диапазону температур кипения»</a> <a href="#_ftnref5" name="_ftn5">[5]</a> CME (англ. Constant Mass Expansion) – эксперимент по расширению при постоянной массе. <a href="#_ftnref6" name="_ftn6">[6]</a> Установка FLUID EVAL™ – это высокотехнологичный лабораторный комплекс производства компании <a href="https://www.vinci-technologies.com/">Vinci Technologies</a> (Франция), предназначенный для измерений давления, объема, температуры, плотности и вязкости при исследовании фазового состояния углеводородных флюидов и изменений их фазовых состояний при моделированных пластовых термобарических условиях.

Жолтаев Г.Ж., Кулумбетова Г.Е. Характеристика карбонатных и терригенных подсолевых отложений востока Прикаспийской впадины // Недра Поволжья и Прикаспия. 2019. Вып. 98. С. 65–77. doi: 10.24411/1997-8316-2019-19805.

Ахияров А.В., Семенова К.М. Палеозойские карбонатные платформы Прикаспийской впадины как критерий нефтегазопоисковых работ // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. Москва : Газпром ВНИИГАЗ, 2013. № 5. С. 238–252.

Воцалевский Э.С., Даукеев С.Ж., Коломиец В.П., и др. Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана. Нефть и газ. Том 3. Алматы : НАН РК, 2002. 248 с.

Абилхасимов Х.Б. Сравнительная характеристика палеозойских карбонатных платформ Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 2008. № 3. С. 6–18.

Нурмаганбетова Л.А., Шестоперова Л.В. Геохимическая характеристика нефтей Прикаспийского бассейна по данным биомаркерных исследований // Национальная ассоциация ученых. 2022. №84. С. 23–28. doi: 10.31618/nas.2413-5291.2022.1.84.644.

Жансеркеева А.А. Оценка потенциала нефтематеринских пород подсолевого комплекса восточного борта Прикаспийской впадины // Нефть и газ. 2022. №130. С. 39–56. doi: 10.37878/2708-0080/2022-4.03.

Абилхасимов Х.Б. Типизация разрезов палеозойского комплекса восточного борта Прикаспийской впадины // Нефть и газ. 2021. №1(121). С. 6–25. doi: 10.37878/2708-0080/2021-1.01.

Ажгалиев Д.К. Геологическое строение и новые направления поисков нефти и газа в палеозойских отложениях Прикаспийского бассейна и западной части Туранской плиты : дисс. 22.05.2026. докт. геол.-мин. наук. Атырау, 2020. Режим доступа: geokniga.org/books/23034. Дата обращения: 12.02.2026.

Шарипов Ж.К., Жансеркеева А.А. Характеристика строения и перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов восточной части Прикаспийской впадины // Нефть и газ. Геология. 2024. №142. С. 39–56. doi: 10.37878/2708-0080/2024-4.03.

10.

Ажгалиев Д.К. Уточнение модели формирования подсолевых отложений восточного борта Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 2019. №6. С. 31–40.

11.

Месторождения нефти и газа Казахстана. Справочник / под ред. А.М. Кажгельдина, А.А. Абдуллиной, Х.А. Беспаева, и др. Алматы, 1996. 325 с.

12.

Peters K.E., Moldowan J.M. The Biomarker Guide: Interpreting Molecular Fossils in Petroleum and Ancient Sediments. UK : Cambridge University Press, 1993.

13.

Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. 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; 26–28 November 2024; Atyrau, Kazakhstan. Available from: onepetro.org/SPECTCE/proceedings-abstract/24CTC/24CTC/617013.

15.

Shalaby M.R., Hakimi M.H., Abdullah W.H. Organic geochemical characteristics and interpreted depositional environment of the Khatatba Formation, northern Western Desert, Egypt // AAPG Bull. 2012. Vol. 96, N 11. P. 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; June 8–10, 2004; Edmonton, AB (Canada). Available from: inis.iaea.org/records/vts1y-feq10.

17.

Walsh M., Lake L.W. A Generalized Approach to Primary Hydrocarbon Recovery of Petroleum Exploration & Production. England : Elsevier; 2003. 640 p.

18.

Mejia Martinez N.D. 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.