ИСТИНА

В силу своей сложности и коммерческой важности в последние годы проблема трещиноватых пластов является объектом усиленного изучения. При разработке многих нефтяных и газовых месторождений необходимо учитывать наличие естественной трещиноватости продуктивных пластов. При этом возникает необходимость определить, какая доля флюидного потока будет фильтроваться по трещинам, а какая по межзерновым порам (классический коллектор). В том случае, если трещины имеют значительную густоту и степень раскрытости, их влияние может быть определяющим для величины флюидной проницаемости пласта. При прочих равных условиях, распределение флюида в пределах природного резервуара определяется двумя факторами - степенью проницаемости горных пород и характером их напряженного состояния. Причем, напряженное состояние обусловливает не только направление и скорость миграции флюида, но и оказывает значимое влияние на величину проницаемости самих горных пород. Особо отметим, важность изучения современного поля напряжений определяющего тектоническую активность трещин. Таким образом, для оценки вторичной флюидной проницаемости необходимо с помощью геомеханической модели реконструировать поле тектонических напряжений, формирующих трещиноватость, построить вероятностную модель распределения трещин и рассчитать трещинную проницаемость. В данной работе на примере нефтегазового месторождения Северные Бузачи реализованна технология оценки вторичной флюидной проницаемости горных пород. В результате выполненных исследований было установлено, что данное месторождение испытывает современное сдвиговое поле напряжений, с юго-восточной ориентировкой оси максимального сжатия. С помощью геомеханической модели, построенной методом граничных элементов (Elastic Stress), удалось установить восемь параметров определяющих появление новых или изменение степени раскрытости существующих трещин. Это – величина и ориентировка максимальных касательных напряжений, вероятность появления новообразованных трещин, степень кривизны структурной поверхности и её ориентировка, удаленность от тектонического нарушения с учетом простирания разрыва, удаленность от максимальных концентраторов касательных напряжений, расположенных, как правило, на концах разломов. Используя данные параметры, была построена аналитическая модель трещиноватости с помощью программного модуля «Fracture modelling» от компании ROXAR. Далее, используя метод двойного пространства, было построено распределение трещинной проницаемости и проведено сопоставление полученных данных с добычными характеристиками 220 скважин. Сравнение трещинной и поровой проницаемости показало, что эти данные существенным образом дополняют друг друга. Величина коэффициента корреляции суммарной проницаемости с максимальными дебитами нефти на скважинах составляет К=0.35 (отдельно поровая проницаемость К=0.21). Существенным обстоятельством для данного месторождения являлось то, что трещинная проницаемость вносит заметно больший вклад в общую проницаемость, чем поровая. Отметим, что данные полученные методом двойного пространства с учетом эффективной мощности пластов имеют довольно высокий коэффициент корреляции с максимальными дебитами нефти - К=0.6. Это обстоятельство свидетельствует в пользу достоверности предложенной модели трещиноватости и, следовательно, оценки вторичной флюидной проницаемости горных пород.