Разработка месторождения с учетом потенциальных геологических и технологических возможностей — важнейший фактор, влияющий на эффективную добычу запасов углеводородного сырья, темпы выработки и на конечный коэффициент нефтеотдачи. В период формирования залежи горные породы претерпевают неоднократные преобразования под воздействием меняющихся термобарических условий и влиянием химических и тектонических процессов [1]. В результате происходит изменение неоднородной структуры матрицы коллектора, в частности проявление трещин и каверн [2, 3].

Направление естественной трещиноватости и кавернозности необходимо учитывать при планировании сетки скважин. Корректирование расположения добывающих/нагнетательных скважин позволяет предотвратить опережающее обводнение. Помимо этого, учитывая направление трещин и каверн, можно значительно снизить риски при подборе скважин на геолого-технические мероприятия (ГТМ). Рост эффективности проведения ГТМ, в частности гидроразрыв пласта (ГРП) и большеобъемная обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ), позволяет увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи.

В рамках данной работы изучены направления распространения естественных трещиноватости и кавернозности карбонатных коллекторов подоло-каширо-верейского (ПКВ) объекта Ельниковского нефтяного месторождения. Наличие трещин, каверн и их направления подтверждено исследованиями отобранного керна. При изучении авторами результатов исследований керна, отобранного в 69 скважинах, установлено, что данные пласты имеют более сложное строение, содержат трещины и каверны (рис. 1).

Изученный объект разработки содержит трещины и каверны как по подольским, так и по каширским и верейским отложениям. Однако распространены они неравномерно. Поставлена задача изучения преимущественного направления распространения трещин и каверн [4].
С целью решения задачи проведен анализ результатов исследования скважины 1 методом FMI (FullBore Formation MicroImager). Установлено наличие умеренного развития техногенных трещин и неявных вывалов. Определено, что вектор максимального горизонтального напряжения направлен на юго-восток (130°), а также развита естественная трещиноватость: трещины в своем большинстве слабоконтрастные, без явной видимой раскрытости.

Помимо керна и результатов FMI изучены результаты 8 трассерных исследований Апалихинского поднятия Ельниковского месторождения, проведенных компанией ОАО «Удмуртнефть». Выявлено, что основными направлениями фильтрационных потоков являются: северо-запад/юго-восток
(СЗ/ЮВ) и юго-запад/северо-восток (ЮЗ/СВ). Также отмечено, что фильтрационные потоки от нагнетательной скважины не всегда направлены к добывающим скважинам, расположенным в зонах с пониженным пластовым давлением, при условии их расположения западнее или восточнее скважины поддержания пластового давления (ППД). Данное исследование косвенно подтверждает теорию о направленности трещин и каверн в пласте. Основные направления фильтрации по трассерным исследованиям совпадают с результатами FMI-исследования.

С целью уточнения направлений фильтрационных потоков от нагнетательных скважин к добывающим и расширения зоны охвата произведена оценка взаимодействия скважин. При переводе добывающей скважины в категорию нагнетающих или при изменении приемистости нагнетательных скважин ППД определялась мгновенная/сильная реакция окружающих ее добывающих скважин. В результате построена карта с основными направлениями фильтрационных потоков (рис. 2).

Отмечается, что превалирует направление СЗ/ЮВ (300–330°/120–130°), второстепенным является ЮЗ/СВ (210–240°/30–60°). Исследование фильтрационных потоков подтверждает выявленные направления распространения трещин по кернам, FMI, трассерам. Учитывая факт, что трещины образованы по направлению СЗ/ЮВ, вероятнее всего, фильтрация ЮЗ/СВ идет по кавернам (рис. 3).

В качестве доказательства направлений распространения трещин и каверн рассмотрим результаты проведенного ГРП на скважине 2. В ходе анализа данных по керну и оценке влияния окружающих ППД установлено, что каверны обнаружены на П2, П3, К1, К2; трещины по керну отсутствуют.
Наблюдается влияние нагнетательной скважины 3 (направление ЮЗ/СВ)
на добывающую скважину 2, в то время как влияние нагнетательной скважины 4 отсутствует (направление СЗ/ЮВ) (рис. 4).

Гидроразрыв пласта, проведенный в скважине 2, оказался неуспешным. Причиной неуспешности стало ее обводнение. При проведении ГРП были стимулированы пласты П3, П4. С учетом наличия каверн по П3 и установленного влияния нагнетательной скважины 3, расположенной в направлении предполагаемого распространения каверн, можно сделать вывод о прорыве воды от нагнетательной скважины 3 по пласту П3.