Естественная и техногенная трещиноватость горных пород на месторождениях Западной Сибири

К настоящему времени проведено много детальных исследований, посвященных наличию различных нарушений и трещиноватости пород осадочного чехла Западно-Сибирского региона. По мнению ряда исследователей, трещиноватости подвержены все литологические разности осадочных пород. Не составляют исключения и терригенные отложения.

Из всего множества трещин, встречающихся в терригенных коллекторах Западной Сибири, большинство исследователей с позиций формирования горных пород выделяют три генетических типа трещиноватости, характеризующихся отличительными признаками и приуроченных к определенным частям разреза - тектонические, литогенетические и смешанного генезиса.

Тектонический тип трещин развит повсеместно. Тектонические трещины распределены по определенным системам, образующим более или менее правильные геометрические сетки. По морфологическим признакам (протяженности и взаимоотношению со слоистостью) тектонические трещины подразделяют на трещины первого и второго порядков; первые рассекают группу слоев различного литологического состава, вторые обычно ограничены одним или несколькими слоями однородного литологического состава [1-7].

Основные виды деформаций, приводящие к формированию этого типа трещиноватости - растяжение, сжатие, скол (сдвиг) и кратковремен- ные, пульсирующие сейсмические подвижки, проявляющиеся в период седиментации неоком-ских осадков и в последующие эпохи, что связано с тектонической активностью, которая продолжается до сих пор.

Интерпретация результатов сейсморазведочных работ более 30-ти месторождений Западной Сибири позволила авторам работы выявить ряд характерных черт их блоковой структуры и активизации локальных тектонических деформаций, присущих всем исследованным объектам. По результатам анализа авторами установлено, что в осадочном чехле преимущественно развиты разрывы двух типов - взбросы и сдвиги, что отмечалось ранее только для северных районов Западной Сибири. Разрывы находятся чаще всего в стадии раннего и позднего разрушения, не имея существенного вертикального смещения берегов разрыва. Размеры образованных разрывами блоков составляют, как правило, 1,2-2 км.

Кроме того, дизъюнктивные нарушения, формирующиеся в результате тектонической активности, образуют вокруг себя зоны дробления породы, то есть сеть трещин, оперяющих основную «магистральную». Таким образом, формируется двойная среда, представленная поровыми блоками, вмещающими нефть, и сетью трещин, по которым происходит ее транспортировка.

На ряде эксплуатируемых месторождений Западной Сибири участки разрывов являются зонами с улучшенными фильтрационно - емкостными свойствами. Ширина этих зон по данным эксплуатационного бурения достигает 100 метров. Авторы работы напрямую связывают высокую продуктивность добывающих скважин с их близостью к участкам разрывов, а также высказывают мнение о нерациональности запроектированной системы разработки для блоковой структуры продуктивного пласта.

Многочисленные трассерные исследования, проведенные А.С. Трофимовым на большом количестве продуктивных пластов нефтяных месторождений ХМАО-Югры, выявили наличие обширных гидродинамически связанных каналов с аномально низким фильтрационным сопротивлением, приводящих к непроизводительной закачке воды и снижению коэффициента охвата пласта разработкой.

Обобщение результатов проведенных индикаторных исследований позволило установить следующие факты:

• -    доля каналов НФС в объеме продуктивного пласта варьирует в диапазоне от 0,001 до 0,1%;

• -    фазовые проницаемости каналов НФС на 2- 6 порядков превышает характерные значения для пластов;

• -    скорости фильтрации закачиваемой воды, меченной индикаторами, превышают характерные скорости фильтрации для полимиктовых коллекторов на 2-6 порядков;

• -    появление в добывающих скважинах во времени нескольких пиков (экстремумов) подъема концентрации от 1 до 12, что свидетельствует о фильтрации нескольких каналов НФС;

• -    количественное влияние давления нагнетания (перепада давления) на раскрытость каналов НФС и коэффициента охвата;

• -    практически полное отсутствие фильтрации из каналов НФС в матрицу коллектора (слабая гидродинамическая связь);

• -    непроизводительную фильтрацию закачиваемой воды по каналам НФС в количестве 8-43%, не совершающей работу по нефтевытеснению;

• -    распределение преимущественной ориентации прохождения трассера по простиранию пласта, как правило, происходит в двух взаимно перпендикулярных направлениях: юго-запад (се-вере-восток) и юго-восток (севере-запад) с некоторыми флуктуациями.

Образование техногенной трещиноватости происходит при воздействии, превышающем величину напряженности горных пород в продуктивном пласте.

Одним из основных факторов, оказывающим влияние на формирование техногенной трещиноватости в поровом коллекторе, является нагнетание воды под давлением, превышающим давление разрыва пласта. При этом вокруг нагнетательных скважин формируются каналы, по которым преимущественно движется вода в сторону добывающих скважин, в то время как между ними остаются целики слабодренируемой нефти. Вышеперечисленные положения легли в основу струйной теории вытеснения нефти водой Р.И. Медведского.

Важным аспектом в изучении напряженности горных пород является определение минимальных напряжений горных массивов, что необходимо для грамотного обоснования объемов закачки воды в пласт и моделирования ГРП. В этой области проведено множество различных теоретических и практических работ как отечественными, так и зарубежными исследователями. Большой объем экспериментов по определению напряжений в горных массивах выполн ен группой французских авторов. Путём изучения результатов предварительных гидроразрывов пласта они выяснили величину минимальных напряжений в пласте, которая оценивается на уровне 0,4-0,5 д.ед. от горного давления. При превышении этой величины на 4-8% начинается процесс трещинообразования.

Проблема определения давлений разрыва пластов при организации системы ППД особенно актуальна. В 1973-1974 году на Мамонтовском и Усть-Балыкском месторождениях были проведены исследования, которые позволили обосновать давление разрыва пластов группы Б на уровне 0,6-0,65 д.ед. от горного давления. Специалисты СибНИИНП установили, что давление разрыва пластов верхней юры на месторождениях в районе Самотлора сопоставимо с давлениями разрыва пластов группы А. При отсутствии промысловых экспериментов для расчета давления разрыва К.Г. Оркин и А.М. Юрчук рекомендуют пользоваться эмпирической зависимостью: р_ра = нк /10 , где к = 1,5 - 2,0, что соответствует 0,58-0,78 д.ед. от величины горного давления.

В связи с вышеизложенным возникает вопрос об использовании механизма разрушения породы при трещинообразовании для повышения эффективности выработки запасов или, как минимум, снижение его негативного влияния.

Возможным решением может стать повышение продуктивности как добывающих, так и нагнетательных скважин с использованием забойных генераторов высокого давления с целью формирования зон дилатансионного разрушения. Дилатансионные трещины извилисты и пересекают друг друга, представляя некое подобие радиальной паутины, которая в последующем будет служить компенсатором для упругой энергии, тем самым ограничивая свой дальнейший рост. Это позволит избежать высоких давлений закачки для обеспечения компенсации отборов, а также проведения традиционного ГРП с формированием протяженных единичных трещин, способных к дальнейшему росту в упругом поле пласта.