Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана

2707-42262957-806X

KMG Engineering

108978

10.54859/kjogi108978

Structural-sedimentological features of Triassic deposits of the Uaz Severny field and their representation in the digital geological model

Mendigaliyev

Aibek

a.mendigaliyev@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0009-0379-468XSabirova

Ainiyet

a.sabirova@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0001-6894-8303Aldebek

Almira

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

Zhansaya

zh.murzagaliyeva@kmge.kzhttps://orcid.org/0000-0002-2657-8324Mardanov

Altynbek

a.mardanov@kmge.kzhttps://orcid.org/0000-0002-8342-3046

Atyrau branch of KMG EngineeringAtyrau Branch of KMG Engineering84

30042026

19102026

Background. Triassic deposits in the southeastern part of the Precaspian Basin, formed under the influence of salt tectonics, are characterized by significant lithological heterogeneity and variability of reservoir properties, which requires a comprehensive analysis of the factors controlling their hydrocarbon potential. Objective. To analyze the impact of structural and sedimentary factors on the formation of Triassic reservoirs of the Uaz Severny field and to substantiate their structural-sedimentary characteristics. Materials and methods. The study is based on seismic data, well logging (WL) data, core analysis and 3D geological modeling using seismic attributes (RMS, AI) as trends. Results. A comprehensive analysis of the data showed that productive horizons are represented by lens-shaped sand bodies with pronounced lateral variability. It was established that hydrocarbon-saturated zones do not always coincide with structural highs and are controlled by reservoir distribution. The geological model confirmed significant facies heterogeneity and complex spatial distribution of reservoir properties. Conclusion. The Triassic deposits of the Uaz Severny field belong to the structural-sedimentary type. Hydrocarbon accumulation is controlled by the combined influence of tectonic processes and sedimentary factors. The obtained results can be used for forecasting hydrocarbon potential and refining the geological model.

structural-sedimentary traps, Triassic deposits, porosity, salt dome, gamma-ray logging, reservoirs, lithological heterogeneity, Precaspian basin, over-salt complex, geological model.

құрылымдық-седиментациялық тұтқыш, триас шөгінділері, кеуек, тұз күмбезі, коллекторлар, литологиялық әркелкілік, Каспий маңы ойпаты.

структурно-седиментационные ловушки, триасовые отложения, пористость, соляной купол, гамма-каротаж, коллекторы, литологическая неоднородность, Прикаспийская впадина, надсолевые отложения, геологическая модель.

Введение В юго-восточной части Прикаспийской впадины значительная часть залежей углеводородов приурочена к надсолевым отложениям, формирование которых происходило под влиянием соляной тектоники [1, 3]. В таких условиях триасовые горизонты представляют особый интерес, поскольку их нефтегазоносность определяется не только структурным положением, но и особенностями осадконакопления. Для объектов, связанных с соляными куполами, характерно формирование ловушек структурно-седиментационного типа, при котором наличие залежей определяется сочетанием тектонических факторов и литологической неоднородности коллекторов [5]. Месторождение Уаз Северный относится к объектам подобного типа [1]. Триасовые продуктивные горизонты приурочены к надсолевому комплексу, сформированному под влиянием соляного купола и разломной тектоники. При этом распределение продуктивных пластов отличается выраженной неоднородностью. Целью работы является анализ влияния структурных и седиментационных факторов на формирование триасовых залежей и обоснование их структурно-седиментационного характера. Научная новизна работы заключается в: – установлении литологического контроля залежей триасовых отложений; – обосновании несоответствия зон насыщения структурным вершинам; – применении сейсмических атрибутов в качестве трендов; – построении 3D геологической модели, учитывающей выявленную неоднородность коллекторов. Основная часть Формирование триасовых залежей месторождения Уаз Северный тесно связано с развитием соляной тектоники. Рост соляного купола привёл к деформации надсолевых отложений и формированию системы структурных блоков [1, 3]. Триасовые отложения преимущественно приурочены к склонам купола, что подтверждается структурной картой (рис. 1). Рисунок 1. Структурная карта по кровле триасовых отложений месторождения Уаз Северный Figure 1. Structural map of the top of Triassic deposits of the Uaz Severny field Рост купола сопровождался деформацией вышележащих толщ и формированием отдельных структурных блоков. В результате в пределах площади выделяются несколько крыльев структуры, различающихся по степени тектонической нарушенности и условиям осадконакопления. По мере развития купола происходило перераспределение осадочного материала. Отложения триаса в значительной степени приурочены к его склонам, что указывает на зависимость формирования залежей от морфологии соляного тела. Разломы, развитые по бортам купола, сыграли двойственную роль: с одной стороны, они формировали локальные поднятия, с другой — контролировали пути миграции флюидов [5]. На сейсмическом разрезе (рис. 2) прослеживается приуроченность отражающих горизонтов к склонам соляного купола и их связь с разломной системой [3]. Рисунок 2. Сейсмический разрез через триасовые отложения месторождения Уаз Северный Figure 2. Seismic section through Triassic deposits of the Uaz Severny field Тектоническое развитие района создало структурные условия для формирования залежей. Однако дальнейшее распределение углеводородов определялось уже не только структурой. Структурное положение задает форму ловушки, но наличие скопления углеводородов определяется условиями осадконакопления. Триасовые породы месторождения представлены песчаниками и алевролитами с прослоями глин, формирующими продуктивную толщу [4]. Песчаные тела имеют ограниченное распространение и формируют локальные участки с улучшенными свойствами. Их развитие контролируется фациальной изменчивостью, связанной с условиями осадконакопления. В результате породы-коллекторы образуют линзовидные тела различной мощности и протяженности. Даже в пределах одной структурной зоны их характеристики могут существенно отличаться. Это означает, что наличие структуры само по себе не гарантирует наличие хорошего коллектора. Помимо осадочных условий, на развитие залежей влияет тектоническое строение, в результате которого возникают замкнутые зоны, где накапливаются нефть и газ. Основные продуктивные горизонты приурочены к склонам соляного тела, что отражает зависимость их положения от тектонического развития. Разломы делят залежи на отдельные блоки с разной насыщенностью. Это подтверждается сейсмическим разрезом и структурной картой (рис. 3), где отчетливо прослеживается приуроченность продуктивных интервалов к тектонически обусловленным элементам, связанным со склонами соляного тела и разломной системой [3]. На сейсмическом разрезе по линии Inline 2258 фиксируются структурные осложнения, обусловленные влиянием соляного купола, формирующего ловушки антиклинального и тектонически экранированного типа. Структурная карта по кровле горизонта Т-2 демонстрирует, что залежи углеводородов приурочены к бортовым частям структуры и локальным поднятиям, при этом их распределение не полностью совпадает с максимальными гипсометрическими отметками. Распределение залежей во многом зависит от неоднородности пород. Песчаники распространены неравномерно и часто смещены относительно вершин структуры. Поэтому продуктивность зависит не столько от положения в структуре, сколько от наличия хороших коллекторов. Рисунок 3. Сейсмический разрез по линии Inline 2258 (скв. УС-18) и структурная карта по кровле горизонта Т-2 Figure 3. Seismic section along Inline 2258 line (well US-18) and structural map of the T-2 horizon Сопоставление структурной карты горизонта Т3-1 с распределением эффективных нефтегазонасыщенных толщ (рис. 4) показывает, что зоны насыщения не совпадают с наиболее приподнятыми участками, что указывает на литологический контроль залежей. Рисунок 4. Структурная карта по кровле горизонта Т3-1 и карты эффективных нефтегазонасыщенных толщин Figure 4. Structural map and effective oil and gas thickness maps of the T3-1 horizon Особенности строения триасовых отложений на месторождении Уаз Северный [1-3] подтверждаются результатами комплексного анализа ГИС и лабораторных исследований керна. По макроописанию керна триасовые продуктивные отложения представлены преимущественно мелкозернистыми полимиктовыми песчаниками на глинисто-карбонатном цементе контактового типа. Алевролиты глинистые, сцементированные, тонкозернистые, кварцево-полевошпатовые. Встречены редкие включения ракушечного детрита, выполненные кальцитом. Глины однородные, слабоуплотненные, известковистые. В целом в пермотриасовое время в пределах описываемого региона наблюдался лагунно-континентальный режим, в условиях которого происходило накопление красноцветных образований значительной мощности. Условия континентального режима время от времени нарушались кратковременными регрессиями моря [6]. По данным керна установлена зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента пористости, описываемая уравнением у=4.1432е0.207х с достоверностью аппроксимации R2=0.4804 (рис. 5). Низкая сходимость связи между пористостью и проницаемостью свидетельствует о неоднородности порового пространства и различиях в структуре поровых каналов. Это обусловлено влиянием литологического состава, гранулометрии, степени цементации и фациальных условий формирования. Исходя из ниже представленной зависимости, при близких значениях пористости проницаемость пород существенно различаются. Среднезернистые песчаники обладают более лучшими фильтрационными свойствами, а мелкозернистые разности - сниженной проницаемостью, что объясняется меньшим радиусом пор и их высокой извилистостью при том же общем объеме пор. Рисунок 5. Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента пористости для триасовых отложений Figure 5. Permeability and porosity cross-plot for Triassic deposits Сопоставление гистограмм нескольких различных осадков выявляет определенные сходства и различия. Американский геолог Дж. А. Удден обратил внимание на эти различия и предположил, что они определенным образом связаны со способами транспортировки и (или) условиями осадконакопления. Адден считал, что размер обломочных зерен в осадке определяется гидродинамическими условиями, преобладавшими в момент его отложения. [7]. Гистограмма распределения фракций (рис. 6), построенная по продуктивным горизонтам Т3-0, Т3-1, Т3-2, Т2-III показывает, что в продуктивных отложениях триаса преобладают песчаники с мелкозернистой фракцией (37,53-55,57%), что указывает на относительно спокойные условия осадконакопления. Горизонт Т2-III представлен выраженным преобладанием мелкозернистой фракции (~55,6%) при значительной доле алевролита (~26.4%) и умеренным содержанием глинистой фракции, что говорит о трансгрессивном цикле или переходе к более глубоководным (удаленным от источника сноса) условиям седиментации. Крупнообломочный материал практически отсутствует. Это свидетельствует о пониженной гидродинамической активности. Горизонт Т3-2 характеризуется преобладанием с существенной долей как мелкозернистого (~48%), так и среднезернистого материала (~26%). При этом содержание алевролита и глинистой фракции остается относительно низким Крупнообломочный материал также практически отсутствует. Подобное распределение указывает на формирование осадков в условиях достаточно устойчивой и сравнительно высокой гидродинамической активности. Горизонт Т3-1 отличается смешанным гранулометрическим составом, что указывает на формирование осадков в условиях нестабильной гидродинамической активности, где чередовались периоды относительного усиления потока и его ослабления. Горизонт Т3-0 характеризуется преобладанием песчаного материала с доминированием мелкозернистой фракции (около 44%) и значительным содержанием среднезернистой (~20,2%). Содержание алевролитовой и глинистой фракции составляет порядка ~10,9% и ~7,1% соответственно. Крупнообломочный материал присутствует в незначительном количестве. Гранулометрический состав отражает формирование отложений в условиях умеренно повышенной гидродинамической активности среды. Умеренно активные условия седиментации позволили сформироваться более выдержанным по латерали песчаным телам. По всем горизонтам наблюдается высокое содержание карбонатного цемента (8,4-31,27%) по сравнению с глинистым цементом (2,5-9,17%). Рисунок 6. Гистограмма распределения гранулометрических фракций Figure 6. Grain size distribution diagram Таким образом, вертикальная изменчивость гранулометрического состава, выраженная чередованием грубообломочных и тонкодисперсных фракций, отражает пульсационный характер осадконакопления. Подобная цикличность обусловлена колебаниями гидродинамической среды и изменениями условий транспортировки осадочного материала. Данные условия предопределили формирование линзовидных песчаных тел с неравномерным распределением коллекторских свойств, что обусловливает выраженную литологическую и коллекторскую неоднородность разреза. Как было упомянуто, одной из ключевых особенностей месторождения является резкое изменение эффективных толщин. Исходя из корреляции кривых гамма-каротажа (рис. 7), наглядно видно изменение амплитуды кривой ГК и расчлененности разреза. Отчетливо прослеживается линзовидный характер распространения пластов-коллекторов: в пределах одного структурного блока наблюдается как существенное увеличение мощности песчаников, так и их полное литологическое замещение глинистыми разностями. Судя по изменению мощностей и по условиям залегания триасовых отложений, изменения седиментационной обстановки скорее всего были кратковременными, но интенсивными. Рисунок 7. Межскважинная корреляция разреза по данным гамма-каротажа Figure 7. Multi-well correlation based on gamma-ray logging Положение водонефтяного контакта и его изменчивость в пределах структуры дополнительно подтверждают неоднородный характер ловушки (рис. 8). Видно, что насыщение контролируется не только формой структуры, но и развитием коллекторов. Рисунок 8. Геологический разрез триасовых отложений с положением ВНК Figure 8. Geological cross-section of Triassic deposits with oil-water contact В результате анализа геологического строения, сейсмических данных и положения водонефтяного контакта установлено, что продуктивные зоны нельзя отнести ни к чисто структурным, ни к чисто литологическим. Это связано с тем, что залежи зависят не только от структуры, но и от распределения песчаных коллекторов. Чтобы проанализировать, как распределены коллекторы в пространстве, была актуализирована трехмерная геологическая модель месторождения Уаз Северный [2], направленная на воспроизведение выявленной структурно-седиментационной неоднородности триасовых отложений. Построение цифровой геологической модели включало создание структурного каркаса, трехмерной сетки и литолого-фациальное моделирование. Перед построением модели выполнен контроль качества исходных данных. Размер ячеек модели принят 50 × 50 м, что обеспечило корректное отображение линзовидных коллекторов. Выбранные параметры сетки обеспечили возможность корректного отображения линзовидной геометрии коллекторов и их пространственной изменчивости, обусловленной фациальными особенностями осадконакопления. Литолого-фациальная модель построена с использованием сейсмических атрибутов (RMS, AI) в качестве трендов при моделировании глинистости (рис. 9). Рисунок 9. Кубы атрибутов RMS и AI Figure 9. RMS and AI attribute cubes За основу фациальной геологической модели была принята методика граничных значений по кубу глинистости. Для лучшей обоснованности фациальной модели граничные значения на данном этапе приняты на основе данных керна. Выделено 5 типов фаций от песчаников (1 фация, Vsh0.04) до глинистых неколлекторов (5 фация, Vsh0.5): 1 фация – Vsh (0;0.04) 2 фация – Vsh (0.04;0.1) 3 фация – Vsh (0.1;0.25) 4 фация – Vsh (0.25;0.5) 5 фация - Vsh (0.5;1) Куб глинистости сформирован методом осреднения серии реализаций с учетом трендов, полученных по сейсмическим атрибутам. Распределение параметров выполнено с учетом скважинных данных и сейсмических трендов (рис. 10). Рисунок 10. Куб глинистости и куб фации Figure 10. Clay content cube and facies cube Моделирование коллектора выполнено методом Indicator Kriging (рис. 11). Пористость смоделирована методом последовательного гауссовского моделирования. Применение данного подхода позволило воспроизвести пространственную изменчивость фильтрационно-емкостных свойств с учетом статистических характеристик исходных данных ГИС. Осреднение серии реализаций обеспечило получение устойчивого трехмерного распределения пористости, согласованного со скважинными данными и отражающего закономерности ее изменения в разрезе и по площади месторождения (рис. 12). Насыщенность определена с использованием J-функции Лаверетта. Применение данной методики обеспечило учет капиллярных свойств пород и их влияние на распределение флюидов в пределах продуктивных интервалов. В целом построенная цифровая геологическая модель позволила комплексно учесть влияние тектонических и седиментационных факторов, определяющих формирование триасовых залежей. Согласование структурных, литолого-фациальных и петрофизических параметров подтверждает структурно-седиментационную природу ловушек и подчеркивает необходимость детального учета фациальной неоднородности при прогнозе нефтегазоносности. Сформированная цифровая модель может служить основой для последующих гидродинамических расчетов, уточнения запасов и оптимизации системы разработки месторождения. Рисунок 11. Куб коллектора и гистограмма распределения коллектора Figure 11. Reservoir model cube and reservoir distribution histogram Рисунок 12. Куб пористости и гистограмма распределения пористости Figure 12. Porosity model cube and porosity distribution histogram Заключение Триасовые залежи месторождения Уаз Северный сформированы под совместным влиянием тектонических и седиментационных процессов и относятся к структурно-седиментационному типу. Литологический состав триасовых отложений и характер их распространения свидетельствуют, что основные продуктивные горизонты триаса формировались в условиях терригенного осадочного бассейна с переменным гидродинамическим режимом. Установлено, что сформировавшиеся в этих условиях песчаные тела имеют преимущественно линзовидную форму и характеризуются неравномерным распределением коллекторских свойств, что обусловило выраженную литологическую и коллекторскую неоднородность разреза. Построенная геологическая модель подтверждает, что зоны с наилучшими коллекторскими свойствами не совпадают с вершинами структуры и контролируются фациальной неоднородностью разреза. ДОПОЛНИТЕЛЬНО 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: Мендигалиев А.Р. – сбор и анализ геолого-геофизических данных, написание геологического раздела и редактирование статьи; Сабирова А.Г. – сбор и анализ геолого-геофизических и керновых данных, написание раздела по ГИС и редактирование статьи; Алдебек А.Е. – построение геологической модели, написание раздела по моделированию и подготовка графических приложений; Мурзагалиева Ж.С. – общее руководство; Марданов А.С. – общее руководство. ADDITIONAL INFORMATION 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: Aibek R. Mendigaliyev – collection and analysis of geological and geophysical data, writing the geological section and article editing; Ainiyet G. Sabirova – collection and analysis of geological, geophysical and core data, writing the geophysical section and article editing; Almira Ye. Aldebek – geological modeling, writing the modeling section and preparation of graphical applications; Zhansaya S. Murzagaliyeva – general supervision; Altynbek S. Mardanov – general supervision.

1. Мендигалиев А.Р., Абылхаиров А.И., Аманиязов А.А., Подсчет запасов нефти и газа месторождения Уаз Северный Атырауской области Республики Казахстан. – Атырауский филиал ТОО «КМГ Инжиниринг», 2021.

2. Кереев А.Б., Сарсекенова А.К., Жалғасов С.Ж., Сопровождение геолого-гидродинамической модели месторождения Уаз Северный по состоянию на 01.09.2023. – Атырауский филиал ТОО «КМГ Инжиниринг», 2024.

3. Детализация геологического строения месторождений Уаз и Кондыбай по данным 3D сейсморазведки. – ТОО «Reservoir Evaluation Services», 2017.

4. Уточнение геологического строения месторождений Уаз и Кондыбай по данным бурения. – ТОО «Reservoir Evaluation Services», 2019.

5. Селли Р.К. Введение в седиментологию. – М.: Недра, 1981.

6. Г.Е.-А. Айзенштадт, С. Н. Колтыпин, С.С. Размыслова и др. Нефтегазоносные толщи Прикаспийской впадины. – Ленинград: Недра, 1967.

7. Петтиджон Ф.Дж. Осадочные породы. - М.: Недра, 1981.

8. Русско-казахско-английский словарь нефти и газа – Астана: АО «РД КазМунайГаз», 2006.