Закономерности в пространственной ориентации и положении флюидопроводящих естественных трещин в окрестностях крупных разломов
https://doi.org/10.24887/2587-7399-2019-3-18-24
Аннотация
В работе представлены результаты моделирования полей параметров трещиноватости, развивающейся в окрестностях крупных разломов. На основании геомеханического моделирования определены зоны развитой трещиноватости, относительная плотность и предпочтительная пространственная ориентация критически напряженных трещин, которые, в рамках определенных предположений связываются с флюидпроводящими трещинами. Рассмотрены разломы различных геодинамических типов, отмечены основные тенденции в изменении параметров трещин по мере приближения к разлому.
При поддержке: Работа выполнена в рамках Государственного задания ИФЗ РАН
Список литературы
1. Barton C.A., Zoback M.D., Moos D. Fluid flow along potentially active faults in crystalline rocks // Geology. – 1995. – V. 23. – N. 8. – P. 683–686
2. In situ stress and fracture permeability along the Stillwater fault zone, Dixie Valley, Nevada / S.H. Hickman, C.A. Barton , M.D. Zoback [et al.] // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences Abstracts. – 1997. – V. 34. – P. 3–4.
3. Townend J., Zoback M.D. How faulting keeps the crust strong // Geology. – 2000. – V. 28. – N. 5. – P. 399–402.
4. Rogers S. Critical stress-related permeability in fractured rocks. Fracture and in situ stress characterization of hydrocarbon reservoirs // Geological Society, London, Special Publications. – 2002. – V. 209. – P. 7–16.
5. Ligtenberg J.H. Detection of fluid migration pathways in seismic data: implications for fault seal analysis // Basin Research. – 2005. – V. 17. – P. 141–153.
6. The role of stress history on the flow of fluids through fractures / S. Sathar, H.J. Reeves, R.J. Cuss, J.F. Harrington // Mineralogical Magazine. –2012. – V. 76. – N. 8. – P. 3165–3177.
7. Prediction of Physical-Mechanical Properties and In-Situ Stress State of Hydrocarbon Reservoirs from Experimental Data and Theoretical Modeling / N. Dubinya, S. Tikhotsky, I. Bayuk [et al.] // SPE-187823-MS. – 2017.
8. Bisdom K., Bertotti G., Nick H.M. A geometrically based method for predicting stress-induced fracture aperture and flow in discrete fracture networks // AAPG Bulletin. – 2016. – V. 100. – N. 7. – P. 1075–1097.
9. Schwab D.R., Bidgoli T.S., Taylor M.H. Characterizing the potential for injection-induced fault reactivation through subsurface structural mapping and stress field analysis, Wellington Field, Sumner County, Kansas // Journal of Geophysical Research (Solid Earth). – 2017. – V. 122. – P. 10132–10154.
10. Localization and characterization of hydraulically conductive fractured zones at seismic scale with the help of geomechanical and rock phisics modeling / N. Dubinya, I. Bayuk, S. Tikhotskiy, O. Rusina // 80th EAGE Conference and Exhibition 2018. – DOI: 10.3997/2214–4609.201800722.
11. Coussy O. Poromechanics. – J& Wiley & Sons, 2004. – 312 p.
12. Kim J. Sequential method for coupled geomechanics and multiphase flow, PhD Thesis, 2010. – 274 p.
13. Dubinya, N., Lukin, S., Chebyshev I. Two-way coupled geomechanical analysis of naturally fractured oil reservoir’s behavior using finite element method // SPE 176631-MS. – 2015.
14. Anderson E.M. The dynamics of faulting and dyke formation with applications to Britain – Edinburgh: Oliver & Boyd Ltd, 1942.
15. Snyder J.P. Map Projections – A Working Manual. – United States Government Printing Office, 1987. – 394 p.
Рецензия
Для цитирования:
Дубиня Н.В. Закономерности в пространственной ориентации и положении флюидопроводящих естественных трещин в окрестностях крупных разломов. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2019;(3):18-24. https://doi.org/10.24887/2587-7399-2019-3-18-24
For citation:
Dubinya N.V. Tendencies in hydraulically conductive natural fractures’ spatial orientations and distribution in vicinities of major faults. PROneft. Professionally about Oil. 2019;(3):18-24. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/2587-7399-2019-3-18-24
Просмотров:
131
Послать статью по эл. почте 