Аннотация:При разработке большинства нефтяных и газовых месторождений необходимо учитывать наличие естественной трещиноватости продуктивных пластов. Решение данной проблемы особенно актуально в тех случаях, когда наблюдаются резкие изменения в работе близко расположенных друг от друга добывающих или нагнетательных скважин за счет контрастных значений проницаемости коллектора. Рассмотренное в данной работе Даниловское нефтяное месторождение, расположенное на севере Иркутской области, относится именно к таким структурам. 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.Выполнив анализ геодинамического состояния и фильтрационных свойств коллектора исследуемого нефтяного месторождения можно сделать ряд выводов:
Во-первых, удалось существенно дополнить наши представления о тектоническом строении и современном поле напряжений исследуемой территории, в результате чего была построена обновленная 3D геомеханическая модель, более адекватно отражающая работу скважин.
Во-вторых, на основе обновленной геомеханической модели рассчитаны значения вторичной проницаемости, которые подтверждаются фильтрационными параметрами,полученными в результате трассирования потоков изучаемого объекта.
В-третьих, благодаря новому сейсмическому атрибуту Map_SECC_1clip удалось наметить
каналы фильтрации, и увязать их проницаемость с обновленной геомеханической моделью.