Аннотация

Работы по изучению изменения регионального поля горизонтальных напряжений на территории Оренбургской области для целей оптимизации разработки месторождений Волго-Уральского региона ранее не осуществлялись.

Исследования направлены на получение результатов связи прямых (азимутальный электрический микробоковой каротаж) и косвенных (работа скважин, результаты гидроразрыва пласта, трассерные исследования) методов определения направления максимального стресса на обширной территории двух областей: Самарской и Оренбургской.

По систематизированным замерам азимутального электрического микроимиджера построена региональная карта, не противоречащая тектонической и геологической концепции формирования девонской системы, как основной по величине запасов для месторождений Волго-Уральского региона.

Из-за большого объема входной информации по косвенным данным и с целью подтверждения распределения значений в периферийной зоне региональной карты, где достоверность картопостроения снижена, был проведен локальный анализ взаимосвязи прямых и косвенных методов определения направления максимального стресса на уровне двух месторождений Первомайской группы – Г1 и РК1

В результате локализации выявлена зависимость, позволяющая масштабировать методику анализа на действующие месторождения Волго-Уральского региона и увеличить количество проведений косвенных исследований (трассерные исследования), как более дешевый аналог азимутальному электрическому микробоковому каротажу.

Положительные выводы по взаимосвязи методов позволили оптимизировать разработку перспективного участка в восточной части РК1 месторождения с рекомендуемой переориентацией направления заложения горизонтальных стволов добывающих скважин с последующим экономическим эффектом для компании.

Ключевые слова: направление горизонтальных напряжений, совмещенная карта регионов, исследования азимутального электрического микроимиджера, реверсивный блок напряжений.

Abstract

Study of changes of regional horizontal stress in the Orenburg region in order to optimize the development of Volga-Ural region oil fields has not been carried out before.

The research is aimed at obtaining the results of the connection between direct (azimuthal electric micro-lateral logging) and indirect (work wells, hydraulic fracturing, tracer studies) methods to determine the direction of maximum stress in a vast territory of two regions: Samara and Orenburg.

A regional map based on the systematized measurements of the azimuthal electric microimager was constructed. This map does not contradict the tectonic and geological concepts of the Devonian system formation, which is the main largest reserve for the Volga-Ural region fields.

A local analysis of the direct and indirect methods relationship to determine the direction of maximum stress at the level of two fields of the Pervomaisky  group — G1 and RK1 was conducted. This analysis was performed due to the large amount of input information from indirect data and in order to confirm the distribution of values in the peripheral zone of the regional map, where the reliability of mapping is reduced.

As a result of localization, a relationship was revealed, which allowed us to scale the analysis methodology to the existing fields of Volga-Ural region and to increase the number of indirect studies (tracer studies), as a cheaper analogue to azimuthal electric microblock logging.

Positive conclusions on the interconnection of methods made it possible to optimize the development of a perspective area in the eastern part of the RK1 field with the recommended reorientation of the direction horizontal wellbores with the subsequent economic effect for the company.

Keywords: direction of horizontal stresses, combined map of regions, studies of azimuthal electric microimager, reversible stress block.

 

ВВЕДЕНИЕ

Большинство месторождений Волго-Уральского региона на данный момент находятся на завершающей стадии разработки. С каждым годом все тяжелее извлекать остаточные запасы нефти в виду неэффективной системы разработки (несвоевременный ввод системы поддержания пластового давления/ППД) и, как следствие, ухудшения энергетического состояния залежей.

Потенциальные районы, с большими остаточными запасами нефти есть, но на данный момент не охвачены бурением ввиду высоких рисков недостижения дополнительной добычи в условиях высокой неопределенности. Снятию неопределенностей препятствует:

1) малое количество проведенных и запланированных специализированных исследований, направленных на подтверждение предполагаемого блочного зонирования с определение преобладающего направления трещин в каждом блоке с целью оптимизации заложения новых вертикальных и горизонтальных скважин, увеличения успешности проведения гидроразрыва пласта и организации эффективной системы ППД;

2) сложное ступенчато-блоковое тектоническое  строение региона;

3) высокая степень погрешности в прослеживании границ распространения фациальных тел основных объектов разработки на локальном уровне конкретного месторождения.

Основанием для выполнения данной работы послужила необходимость разработки подобных потенциальных зон, путем снятия неопределенностей по распространению преобладающего направления трещин (направления максимального геомеханического стресса) по девонской системе, как основной по величине остаточных запасов для месторождений Волго-Уральского региона и дальнейшего повышения достоверности построения гидродинамических моделей за счет ввода куба трещиноватости.

Комплексный анализ основывался на привлечении разномасштабной/разной степени достоверности входной информации: от региональной до локальной. В качестве региональных данных рассматривалась геологическая, тектоническая  концепции и малочисленные замеры азимутального электрического микробокового каротажа по девонской системе на обширной территории двух областей: Самарской и Оренбургской. В качестве локальных данных привлечены результаты трассерных исследований, успешность проведения гидроразрыва пласта, работа скважин на двух месторождениях: Г1 и РК1.

 

АКТУАЛЬНОСТЬ

Работы по изучению изменения регионального поля горизонтальных напряжений на территории Оренбургской области для целей оптимизации разработки месторождений Волго-Уральского региона ранее не осуществлялись, поэтому помимо построения региональной карты и проверки достоверности картопостроения преследовалась вторая цель: выявление взаимосвязи результатов прямых замеров азимутального электрического микробокового каротажа с результатами косвенных методов определения направления распространения трещин. Выявленная зависимость позволит увеличить количество проведений косвенных исследований (трассерные исследования), как более дешевый аналог азимутальному электрическому микробоковому каротажу.

Положительные выводы по взаимосвязи методов позволили оптимизировать разработку перспективного участка в восточной части РК1 месторождения с рекомендуемой переориентацией направления заложения горизонтальных стволов добывающих скважин с последующим экономическим эффектом для компании.  В перспективе методика комплексного анализа должна рассматриваться на всех месторождениях Волго-Уральского региона

АНАЛИЗ ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ

Суммарно для месторождений Волго-Уральского региона были систематизированы 229 исследований азимутального электрического микроимиджера по определению направлений максимальных стрессов по всем пластам в целом. Наиболее исследованная система отложений на территории экономической заинтересованности добывающих компаний — девонская (159 замеров / 69 %), но наблюдается невысокий процент достоверных исследований: для месторождений  Оренбургской области — 46%, для месторождений Самарской области – 23% (Рис.1).

Рисунок 1. Компиляция исходных данных (исследования азимутального электрического микроимиджера) по месторождениям Оренбургской и Самарской области в период с 2011-2019гг.

В результате были исключены некондиционные замеры: скважины с замерами в локальных зонах с недостоверными данными с плотной тектонической  сетью, поскольку данные замеры не покажут истинную региональную вариативность на обширной территории. И исключены замеры с недостоверными данными, которые показали слабое развитие макротрещиноватости по девонской системе.

На основании анализа исходных данных азимутального электрического микроимиджера и последующего исключения некондиционных замеров была построена общая региональная карта (Самарская и Оренбургская области) с привлечением замеров высокой+средней достоверности по всей девонской системе (Рис.2).

Рисунок 2. Общая региональная карта (Самарская и Оренбургская области) азимутов максимальных напряжений с привлечением замеров высокой+средней достоверности по всей девонской системе.

Анализ показал высокую сходимость скважинных данных с распространением региональных разломов.

 

 

РАЗЛОМНАЯ СЕТЬ:

При построении карты разломная сеть не учитывалась, поскольку результаты картопостроения получались менее информативны, так как тектоническая сеть очень плотная, и распределение значений точечных  замеров ограничивается первыми встречающимися разломами, таким образом, невозможно получить предполагаемое направление за ними на обширной территории.

ДОСТОВЕРНОСТЬ КАРТОПОСТРОЕНИЙ:

Основные замеры прямых исследований азимутального электрического микроимиджера сосредоточены в центральной части региональной карты, где достоверность картопостроения высокая. Для месторождений в этой зоне, без сложного блокового строения, рекомендуется использование среднего значения по региональной карте без привлечения рассмотрения блоковой геомеханики.

Периферийная часть карты не охвачена замерами, следовательно, достоверность принятых распределенных значений не высокая. С целью подтверждения распределения значений в периферийной зоне было принято решение локализации участка исследований для выявления корреляционной зависимости прямых (азимутального электрического микроимиджера) и косвенных методов (трассерные исследования, ГРП, работа скважин). В качестве локальной площадки анализа были выбраны месторождения Первомайской группы – Г1 и РК1 месторождения. С учетом литературных источников (/УрО РАН-эл.журнал 2014 №2/) и картопостроения, принятое значение максимального напряжения в пределах Первомайской группы составляет 130 град.

Первомайская группа месторождений расположена в периферийной зоне региональной карты, где достоверность распределения значений стрессов не высокая, поскольку в данном районе был проведен всего один замер азимутального электрического микроимиджера – Л1 месторождение-северо-западная часть актива (Рис.3).

Рисунок 3. Локальная карта (месторождения Первомайского актива) азимутов максимальных напряжений с привлечением замеров высокой+средней достоверности по всей девонской системе.

Вариативность и пониженную достоверность картопостроения усиливает сложное блоковое строение месторождений, где региональное распределение стрессов может отличаться от направления стресса в блоке вплоть до 90 град. При этом учитывалось, что сейсмический материал МОГТ-3D позволяет кондиционно трассировать разрывные нарушения с амплитудой смещений вдоль разлома более 30 метров, менее — нет. Качество интерпретации локальных сейсмических данных не позволяет выделить более мелкие нарушения, что вносит неопределенность в наличие более мелких раздробленных зон.

АНАЛИЗ ТЕКТОНИЧЕСКОЙ И ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ КОНЦЕПЦИЙ

С целью уменьшения рисков по блоковой геомеханике были подробно рассмотрены тектоническая (Рис.4) и геологическая концепции (Рис.7) на локальном уровне — в пределах Г1 и РК1 месторождений.

1. ТЕКТОНИЧЕСКАЯ КОНЦЕПЦИЯ

Рисунок 4. Тектоническая концепция. Этапы геодинамических движений на момент формирования основных нефтяных объектов девона.

Этапы геодинамического движения, на момент формирования основных нефтяных объектов Девона, происходило в момент закрытия океана и подъема уровня моря.

Главным образом,  месторождения Первомайской группы сосредоточены в Камелик-Чаганской системе дислокации, ограниченной разломами 1, 3 порядка с амплитудой разломов от 100м с северной стороны и с амплитудой разломов до 500м со стороны Рубежского прогиба.

В результате учета тектонической концепции, Г1и РК1 месторождения  представляют собой раздробленную антиклинальную структуру с блочным типом строения /амплитуда смещения 10-100 м/, где разломно-блоковая тектоника, сопровождающаяся растяжением земной коры в разный исторический период формирования месторождений,  сформировала разнонаправленную систему трещин по девонским отложениям.

Наибольшие геомеханические стрессы наблюдаются  в замковой части антиклинальных складок — наиболее раздробленная часть. Этот факт затрудняет прогнозирование поведения потоков углеводорода в условиях отсутствия геомеханических исследований.  В породе, согласно керновым данным, присутствуют трещины, в основном тектонического происхождения (Рис.5).

Рисунок 5. Схема формирования систем трещин в антиклинальной структуре.

После анализа входной информации по тектонической концепции, были изучены карты предполагаемого ступенчато-блочного зонирования Г1 и РК1 месторождений (Рис.6).

Рисунок 6. Карта предполагаемого ступенчато-блочного зонирования месторождений.

Карты построены на основе плотной тектонической сети на территории месторождений, проследить которые удалось благодаря методике 3Д сейсмики, но стоит учесть упомянутое ранее допущение, что сейсмический материал МОГТ-3D позволяет кондиционно трассировать разрывные нарушения с амплитудой смещений вдоль разлома не менее 30 м. Качество интерпретации локальных сейсмических данных не позволяет выделить более мелкие нарушения. Из чего следует, что рассматриваемые месторождения могут быть еще более раздробленными, чем есть в текущем представлении, где направления стрессов в блоках могут кардинально отличаться от принятых средних значений напряжений для месторождения.

Поэтому в случае отсутствия прямых замеров азимутального электрического микроимиджера и сложного блоково строения месторождений появляется необходимость привлечения любых косвенных данных для уменьшения рисков заложения направления скважин на перспективных участках.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ КОНЦЕПЦИЯ

Для возможности ввода косвенных данных, помимо выявленной сложной ступенчато-блоковой структуры месторождений, необходим анализ геологической концепции, поскольку направление каналов низкого фильтрационного сопротивления играют большую роль (Рис.7).

Региональная палеогеографическая модель формирования основных объектов девонской системы, с использованием сиквенс-стратиграфии, показывает, что осадконакопление в Воробьевское и Ардатовское время проходило в момент регрессии моря со сносом терригенного материала с западной стороны, при этом формировалась авандельта флювиального типа.

Рисунок 7. Региональная палеогеографическая модель рассматриваемых месторождений

При этом формы распространения дельтовых каналов Г11, Ш12, Г13 ЛУ схожи с границами отложений современного аналога Г1 месторождения — Махакам дельта в Индонезии.

Геологическая концепция, главным образом, связана с трассерными исследованиями, а они – с границами дельтовых каналов в процессе формирования основных объектов девонской системы. Анализ взаимосвязи осложняет тот факт, что за последние годы основной объем трассерных исследований был проведен только на Г1 месторождении, именно на Г13 ЛУ — из всей группы месторождений Первомайского актива. Поэтому взаимосвязь направлений  развития дельтовых каналов с трассерными исследованиями будет проведена именно на этом месторождении.

Анализ выявления связи трассерных исследований с геологической концепцией распространения флювиальных каналов на Г13 ЛУ и полученных значений направления стрессов показал положительные результаты (Рис.8).

Рисунок 8. Связь трассерных исследований с направлением сноса / формирования терригенных дельтовых каналов.

Сейсмофациальный анализ позволил проследить границы флювиальных каналов, трассерные исследования подтвердили границы высокопроницаемых каналов через реагирующий/не реагирующий фонд, что позволило их связать с наличием сформированных трещин в данных направлениях и, как результат, с искомыми направлениями стрессов в данном районе (Рис.9).

Рисунок 9. Сейсмофациальный анализ по Д3

Данная взаимосвязь — направление распространения каналов с трассерными исследованиями — была проанализирована с учетом сложного блокового строения месторождения, где  трассерные исследования по карте блочного зонирования проводились в отдельных блоках.

 

 

 

ВЫЯВЛЕНИЕ ВЗАИМОСВЯЗИ ПРЯМЫХ ЗАМЕРОВ И КОСВЕННЫХ ДАННЫХ

Г1 МЕСТОРОЖДЕНИЕ

АНАЛИЗ МЕРОПРИЯТИЙ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

Г1 месторождение было поделено на 3 части: западную, центральную и восточную. В каждой части определено приоритетное направление каналов низкого фильтрационного сопротивления – они составили соответственно 110, 120 и 110 градусов.

В дополнение к трассерным исследованиям, были проанализированы результаты более 50 мероприятий ГТМ – ГРП, проведенные на Г1 месторождении в период 2016-2019гг. В процессе анализа результатов ГРП было принято условие, что трещина ГРП распространяется по азимуту максимальных напряжений.

Таким образом, используя теоретическую сетку трещинноватости, полученную в результате анализа трассерных исследований, были выявлены предполагаемые направления распространения трещин ГРП.  Все проведенные ГРП были рассмотрены на предмет успешного запуска скважины и величины полученной дополнительной добычи нефти. При дальнейшем анализе лишь успешно проведёных ГРП было выявлено наиболее вероятное направление распространение трещин ГРП (с учетом сетки трещинноватости, полученной по результатам трассерных исследований), которое, в итоге, принято за направление максмального напряжения в конкретной локальной зоне.

Полученные направления сравнились с полученными средними значениями картопостроения региональной карты направления стрессов (Рис.10).

Рисунок 10. Сравнение результатов предполагаемого направления трещин ГРП и данных по замерам азимутального электрического микроимиджера.

Например, в восточной части Г1 месторождения рассмотрим блок, ограниченный разломами. В данном блоке проведены трассерные исследования  (трассер был закачан в пять нагнетательных скважин).  В результате исследований извлеченный трассер был зафиксирован в реагирующих добывающих скважинах, которые располагаются по одинаковому азимуту по отношению к нагнетательной скважине – 110 градусов (Рис.8).

Индикатор скважины №1012 не был зафиксирован ни в одной вблизи добывающей скважине, хотя в этих скважинах были успешно проведены мероприятия ГТМ (ГРП). Таким образом, в данном районе с высокой степенью достоверности подтверждается направление максимального стресса – 110 градусов (Рис.11).

Рисунок 11. Направление распространения трещин ГРП и каналов НФС на Восточной части Г1 месторождения.

Аналогично восточной части, проведен анализ центальной части залежи. По результатам трассерных исследований и успешных ГРП азимут максимального напряжения на данном локольном участке принят 120 градусов.

В западной части Г1 месторождения отсутствуют трассерные исследования, но опираясь на совокупный анализ тектонической концепции распространения основых разломов, успешных ГРП, распределения остаточных нефтенасыщенных толщин, направление максимального стресса на локальном участке принято в 130 градусов.

АНАЛИЗ СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ/ППД

Далее была проведена оценка эффективности влияния системы ППД на Г1 месторождении. Данный анализ предлагается в работе как еще один косвенный метод определения азимута максимального стресса, с целью его уточнения на локальном уровне. Как говорилось ранее, периферийная часть построенной в данной работе региональной карты не охвачена замерами, следовательно, достоверность принятых распределенных значений не высокая. С целью подтверждения распределения значений в периферийной зоне было принято решение локализации участка исследований для выявления корреляционной зависимости прямых (азимутального электрического микроимиджера) и косвенных методов (трассерные исследования, ГРП, работа скважин).

Г1 месторождение так же было разбито на 3 части – западная, центральная, восточная – по аналогии с анализом первого косвенного метода (трассерные исследования, успешные ГРП). В результате анализа было выявлено преимущественное направление распространения каналов взаимосвязи добывающих скважин с нагнетательными (Рис. 12).

Данный этап позволил объединить несколько структурных блоков в один по признаку равных значений азимутов напряжений и принять среднее значение азимутов напряжений на более обширной территории, чем один структурный блок.

Рисунок 12. Направление распространения каналов взаимосвязи добывающих скважин с нагнетательными на Г1 месторождении.

Наблюдается высокая степень сходимости результатов косвенных методов (трассерные исследования, ГРП, работа скважин) с прямым методом определения азимута максимального стресса (азимутального электрического микроимиджера) (Рис.13).

Рисунок 13. Направление регионального стресса на локальном участке (Г1 месторождение) по результатам косвенных методов.

Таким образом, полученная положительная взаимосвязь между тектонической/геологической концепциями, трассерными исследованиями на Г13 ЛУ позволит перенести общий подход на другие месторождения актива для дальнейшего прослеживания корреляционной зависимости между прямыми и косвенными методами (трассерными исследованиями, ГРП и работа скважин) определения направлений максимальных стрессов.

РК1 МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Дальнейший анализ был перенесен на РК1 месторождение, поскольку одной из конечных целей работы является предложение по заложению и ориентации скважин. Г1 месторождение находится на 4 стадии разработки, зон перспективных для бурения нет. На РК1 месторождении данная зона выявлена в восточной части РК12 ЛУ.

В работе был проанализирован юго-восточный участок РК1 месторождения на предмет определения направления максимального стресса на данном локальном участке.

Оценив эффективность влияния ППД на участке (Рис.14) было выявлено преимущественное направление распространения каналов взаимосвязи добывающих скважин с нагнетательными – 20гр.

Данное направление отличается от направления азимута максимального стресса, полученного путем прямых исследований. Предположение об изменении направления стрессов в рассматриваемом блоке за счет длительного влияния процесса разработки и работы скважин — было рассмотрено, но исключено, так как влияние работы скважин на изменение азимута максимального напряжения на обширной территории пренебрежимо мало по сравнению с влиянием глобального временного периода формирования тектонической структуры.

Рисунок 14. Локальная карта эффективности влияния ППД
Юго-Восточная часть РК1 месторождения РК12 ЛУ.

Но, исходя из направления больших разломов, региональная карта максимальных напряжений подтверждается, но именно в этой локальной зоне  предполагается тектонический блок  с разворотом стресса (на это указывает небольшой разлом). (Рис. 15)

Рисунок 15. Карта предполагаемого ступенчато-блочного зонирования

РК1 месторождения. Зона интереса с вероятным наличием тектонического блока  с разворотом стресса.

Увидеть ограниченный блок не представляется возможным, так как разрешающая способность существующей методики 3Д сейсмики не позволяет это сделать.

На данном участке РК1 месторождения отсутствуют трассерные исследования, поэтому в качестве второго косвенного метода определения направления максимального стресса в данном блоке используем результаты успешно проведенных ГРП. Опираясь на динамику работы скважин, на эффективность системы ППД, выделено приоритетное направление распространение трещин ГРП (в данном работе принимаем, что трещина ГРП распространяется в направлении максимального стресса) (Рис. 16).

Рисунок 16. Локальная карта эффективности мероприятий ГРП
Юго-Восточная часть РК1 месторождения.

В результате анализа эффективности  мероприятий ГРП на участке РК1 месторождения и определения направления распространения каналов взаимосвязи добывающих скважин с нагнетательными, было определено возможное направление распространения трещин ГРП – 20 гр.

Данное направление отличается от направления азимута максимального стресса, полученного путем прямых исследований (азимутального электрического микроимиджера). Предположение об изменении направления стрессов в рассматриваемом блоке за счет длительного влияния процесса разработки и работы скважин — было рассмотрено, но исключено, так как влияние работы скважин на изменение азимута максимального напряжения на обширной территории пренебрежимо мало по сравнению с влиянием глобального временного периода формирования тектонической структуры. Исходя из направления больших разломов, региональная карта максимальных напряжений подтверждается, но именно в этой локальной зоне  предполагается тектонический блок  с разворотом стресса (на это указывает небольшой разлом).

Таким образом, опираясь на результаты определения азимута максимального стресса на локальном участке РК1 месторождения косвенными методами (эффективность ППД, успешные ГРП), на данном участке направление максимального стресса принято – 20 градусов.

Данный район считается перспективным для бурения, величина остаточных извлекаемых запасов оценивается более 800 тыс.т. На данный момент принятая стратегия бурения подразумевает под собой бурения 4-х горизонтальных добывающих скважин и 2-х вертикальных нагнетательных скважин при общепринятом значении направления стресса – 130 градусов (Рис. 17).

Рисунок 17. Текущий вариант стратегии бурения при общепринятом значении направления стресса (130 гр.)

В данной работе, после проведение анализа и актуализации информации о направлении максимального стресса, предложен рекомендуемый вариант стратегии бурения при предполагаемом значении направления стресса – 20 градусов (Рис.18).

Рисунок 18. Рекомендуемый вариант стратегии бурения при предполагаемом значении направления стресса (20 гр.).

Согласно рекомендуемому варианту, предлагается первоочередное бурение нагнетательной скважины №3 и проведение исследований по определению регионального стресса, далее, при необходимости, корректировка направления ГС.

ВЫВОДЫ

1. На основании результатов прямых исследований азимутального электрического микроимиджера и данных региональной геологии построена карта направлений начального поля максимальных горизонтальных напряжений Оренбургской области, совмещенная с переуточненной картой Самарской области;

2. Построенная карта позволяет с высокой степенью достоверности применить полученные данные направления регионального стресса без ввода косвенных данных для групп месторождений без сложного блокового строения в центральной части карты. Для периферийной зоны и месторождений со сложным блоковым тектоническим строением необходим ввод косвенных данных (результаты ГРП, трассерные исследования, анализ работы скважин) и дополнительный анализ;

3. В целом получена высокая сходимость результатов картопостроения по данным азимутального электрического микроимиджера и косвенных методов определения азимута максимального стресса на месторождениях Первомайской группы Г1 и РК1 со сложным блоковым строением. Прогноз азимута распространения трещин составляет 130 гр.

Список используемых источников информации

1. Баклашов И.В. Геомеханика – Редакционный совет издательства Московского Государственного Горного Университета, 2004, с.209;

2. Николаева Е.А. Сдвиговые механизмы пластической деформации монокристаллов: Учебное пособие — Издательство Пермского государственного технического университета, 2011, с.50;

3. Зобак М.Д. Геомеханика нефтяных залежей – Перевод с английского В.Л. Фрик, под редакцией специалистов ООО «Газпромнефть НТЦ», 2018, с.482;определение направлений горизонтальных напряжений по девонской системе оренбургской области для оптимизации системы разработки. (Determination of horizontal stress directions in the Devonian system of the Orenburg region to optimize the development system.) Королькова К.П. (KorolkovaKP@samnipi.rosneft.ru)ООО «СамараНИПИнефть»  (Россия, г. Самара) АннотацияРаботы по изучению изменения регионального поля горизонтальных напряжений на территории Оренбургской области для целей оптимизации разработки месторождений Волго-Уральского региона ранее не осуществлялись.Исследования направлены на получение результатов связи прямых (азимутальный электрический микробоковой каротаж) и косвенных (работа скважин, результаты гидроразрыва пласта, трассерные исследования) методов определения направления максимального стресса на обширной территории двух областей: Самарской и Оренбургской.По систематизированным замерам азимутального электрического микроимиджера построена региональная карта, не противоречащая тектонической и геологической концепции формирования девонской системы, как основной по величине запасов для месторождений Волго-Уральского региона.Из-за большого объема входной информации по косвенным данным и с целью подтверждения распределения значений в периферийной зоне региональной карты, где достоверность картопостроения снижена, был проведен локальный анализ взаимосвязи прямых и косвенных методов определения направления максимального стресса на уровне двух месторождений Первомайской группы – Г1 и РК1В результате локализации выявлена зависимость, позволяющая масштабировать методику анализа на действующие месторождения Волго-Уральского региона и увеличить количество проведений косвенных исследований (трассерные исследования), как более дешевый аналог азимутальному электрическому микробоковому каротажу.Положительные выводы по взаимосвязи методов позволили оптимизировать разработку перспективного участка в восточной части РК1 месторождения с рекомендуемой переориентацией направления заложения горизонтальных стволов добывающих скважин с последующим экономическим эффектом для компании.