ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТОВ, АНАЛИЗ УГЛЕВОДОРОДНОЙ СИСТЕМЫ И ОЦЕНКА ПЕРВИЧНОГО СОДЕРЖАНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В МЕЛОВЫХ ПЛАСТАХ НА ВОСТОЧНОМ УЧАСТКЕ БАГДАДСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Abstract

Месторождение Восточный Багдад содержит продуктивные горизонты мелового возраста, потенциал которых определяется их качеством, особенностями нефтегазовой системы и первоначальными запасами нефти (Original oil in place, OOIP). В статье представлены результаты комплексной оценки пластов на основе петрофизической интерпретации каротажных данных, сейсмически калиброванного прогнозирования свойств, классификации фаций, анализа нефтегазовой системы и вероятностной объемной оценки формаций: Зубаир, Румайла, Хасиб, Танума и Харта. Установлено, что формация Зубаир является основным объектом разработки с суммарным секторным значением P50 OOIP 5624 млн баррелей и диапазоном неопределенности 4775–6475 млн баррелей. Наибольший вклад в запасы обеспечивают сектора Северное расширение и Аль-Таджи. Интервалы Хасиб и Танума обладают дополнительным потенциалом карбонатных коллекторов, однако требуют учета литофациальных и диагенетических особенностей. Анализ нефтегазовой системы указывает на сланцы Нахр-Умр, как основной источник углеводородов для формации Зубаир. Результаты подчеркивают необходимость совместного учета объемов, разломной тектоники, фаций и геологических рисков при планировании разработки. The East Baghdad field contains multiple cretaceous reservoirs whose development potential is controlled by reservoir quality, petroleum-system evolution, and original oil in place (OOIP). This study presents an integrated reservoir assessment based on well-log petrophysics, seismic-calibrated property prediction, facies classification, petroleum-system analysis, and probabilistic volumetric evaluation of the Zubair, Rumaila, Khasib, Tanuma, and Hartha formations. Results indicate that the Zubair Formation is the principal development target, with a sectoral P50 OOIP of 5,624 MMbbl and an uncertainty range of 4,775–6,475 MMbbl. The Northern Extension and Al-Taji sectors provide the largest contribution to the estimated resources. The Khasib and Tanuma intervals add carbonate reservoir potential but require lithofacies- and diagenesis-based evaluation. Petroleum-system interpretation identifies the Nahr Umr Shale as the primary source for Zubair hydrocarbons. The results demonstrate that development planning should integrate volumetric ranking with fault architecture, facies distribution, and geological risk assessment.