Обоснование петрофизических свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов Бухаро-Хивинского нефтегазоносного региона на примере месторождения Алан

Аннотация

This study investigates the petrophysical properties of complex carbonate reservoirs in the Alan field, Chorjou step, Bukhara-Khiva oil and gas region, to support spatial distribution and reserve estimation. It aims to identify factors driving the "apparent saturation" effect and low-resistivity pay zones in the Jurassic carbonate sequence (horizons XV-HP, XV-P, XV-ΠΡ, and XV-a), using well logging data (Gamma Ray, Resistivity, Neutron, Sonic) and core analysis linking porosity, permeability, clay content, and fracturing. Results reveal extreme heterogeneity and a bimodal porosity system. Despite relatively uniform total porosity (12–18%) across horizons, permeability and water saturation differ drastically: the upper reef horizons (XV-HP, XV-P) show high permeability (285–400 mD) and low water saturation (11–13%) from vuggy, fractured structures, while the lower sub-reef and basal horizons show reduced permeability (~11.6 mD) and saturation up to 35%. This disparity stems from diagenetic clay minerals (montmorillonite and kaolinite) and isolated micropores, which raise capillary forces and cation exchange capacity, suppressing resistivity and creating an apparent high-saturation effect. Conventional interpretation is insufficient for such systems; integrating Digital Rock Physics and artificial intelligence is recommended to differentiate low-resistivity pay zones, reduce geological uncertainty, and optimize field development, thereby preventing early water breakthrough and maximizing recovery efficiency.

Аннотация на английском языке, опубликованная со статьей (CC BY 4.0). Авторская аннотация воспроизводится на условиях лицензии CC BY 4.0. Аннотация дана на английском языке.

Простыми словами

О. Каршиев, И. Холмуродов и О. Болибеков (Институт геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений, ИГИРНИГМ) изучают петрофизические свойства сложных карбонатных коллекторов месторождения Алан на Чарджоуской ступени Бухаро-Хивинского нефтегазоносного региона, чтобы обосновать картирование коллекторов и подсчет запасов. Авторы ищут причины эффекта «кажущейся насыщенности» и низкоомных продуктивных интервалов в четырех горизонтах юрской карбонатной толщи — XV-HP, XV-P, XV-ΠΡ и XV-a, используя гамма-, электрический, нейтронный и акустический каротаж и анализы керна, связывающие пористость, проницаемость, глинистость и трещиноватость.

Коллекторы крайне неоднородны, их поровая система бимодальна. Общая пористость по горизонтам почти одинакова — 12–18%, но проницаемость и водонасыщенность резко различаются. Верхние рифовые горизонты XV-HP и XV-P сложены кавернозными трещиноватыми породами с проницаемостью 285–400 мД и водонасыщенностью 11–13%. В нижних подрифовых и базальных горизонтах проницаемость около 11,6 мД, водонасыщенность — до 35%. Диагенетические глинистые минералы, монтмориллонит и каолинит, и изолированные микропоры повышают капиллярные силы и емкость катионного обмена; это снижает сопротивление и создает впечатление, что порода насыщена водой сильнее, чем на самом деле.

Авторы делают вывод, что обычной интерпретации каротажа для таких пород недостаточно. Они рекомендуют цифровую физику горных пород и искусственный интеллект, чтобы выделять низкоомные продуктивные интервалы, снижать геологическую неопределенность, предотвращать ранний прорыв воды и повышать нефтегазоотдачу. Строение и коллекторы Бухарской и Чарджоуской ступеней описаны также в работе Ulmishek (2004).

Как цитировать

O. Karshiyev, I. Holmurodov and O. Bolibekov (2026). Substantiation of the petrophysical properties of complex-structured carbonate reservoirs in the Bukhara-Khiva oil and gas region: A case study of the Alan field. E3S Web of Conferences, vol. 745, 06001. https://doi.org/10.1051/e3sconf/202674506001