ВведениеИсследование сложных типов коллекторов, широко развитых в карбонатных толщах, должно учитывать важные факторы, присущие порово-трещинному коллектору, а именно: зоны распространения трещиноватости; раскрытость естественных трещин; относительную емкость трещин; соотношение фильтрационных характеристик матрицы горных пород и вертикальных трещин, а также изменение коэффициентов продуктивности добывающих скважин при снижении пластовых и забойных давлений. Проблемой изучения трещиноватости при разработке нефтегазовых месторождений занимались многие исследователи, которые обосновали геологическое строение, структурные особенности и фильтрацию флюида в условиях порово-трещинного и трещинно-порового коллектора. Среди них отметим Е. М. Смехова, К. И. Багринцеву, Г. Е. Белозерову, В. Н. Киркинскую, А. Н. Дмитриевского, Г. Арчи, Т. Сандер, Г. В. Чилингара, Т. Голф-Рахта и др. Материалы исследованияЕмкостное пространство карбонатных пород левобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) представлено порами, трещинами и кавернами. Трещинная и каверновая емкости имеют подчиненное значение. Основную долю в продуктивном разрезе составляет поровый (гранулярный) тип коллектора. Согласно данным анализа керна и исследований скважин установлены относительно невысокие фильтрационные свойства матрицы карбонатных пород. Средневзвешенная по эффективной газонасыщенной толщине пористость на АГКМ изменяется от 3,0–6,0 до 14 % и выше. Около 80 % разреза представлено коллекторами средней емкости – с пористостью от 8 до 12 %. Однако наличие достаточно высоких дебитов эксплуатационных скважин при сравнительно низкопористом разрезе и разница в средних значениях проницаемости, определенная по керну и газодинамическим исследованиям, свидетельствует о существенной роли трещиноватости в обеспечении проницаемости разреза [1].По минералогическому составу продуктивная толща левобережной части АГКМ сложена в основном чистыми известняками. В составе пород: кальцит (96–98 %), доломит (1–4 %), нерастворимый остаток (0,2–0,8 %), ангидрит (менее 0,1 %), кварц (до 2 %). Значения открытой пористости карбонатных пород изменяется от 3–6 до 15–18 %, составляя в среднем около 10,5 %. Значения абсолютной проницаемости пород от 0,2 до 3,7 × 10–3 мкм2. Трещиноватость в продуктивном разрезе, установленная по керну, характеризуется по типу трещин: седиментационные – горизонтальные (субгоризонтальные), тектонические – вертикальные и диагональные [1].Горизонтальные трещины обусловливают развитие плитчатости. Вертикальные и диагональные трещины представлены межблоковыми протяженными микротрещинами. Значение густоты тектонических трещин колеблется от 20 до 48,1/м. Емкость трещинного пространства невелика, согласно данным измерений в шлифах и пропитанных люминофором образцах составляет 0,2–0,3 %, проницаемость – от 0,5–10 до 100 мД. Однако с учетом вторичных пустот емкость трещин участками возрастает до 0,8–1,4 %. В карбонатном разрезе в зонах наложенной цементации кальцитом наблюдаются залеченные им трещины шириной от 20–30 до 0,2–0,5 мкм, реже 1–1,5 мм [1, 2].Сложная морфология кровли продуктивных отложений, их значительная литофациальная изменчивость обусловливают изменение толщин с локальными минимумами и максимумами и резкой неоднородностью коллекторских свойств.Фильтрационно-емкостные свойства пород АГКМ формировались под влиянием процессов постседиментационных преобразований органогенных осадков (эпигенетической перекристаллизации и вторичной минерализации). Вследствие этого в одних зонах резко ухудшились фильтрационные свойства пород, а в некоторых зонах шли процессы восстановления высоких емкостных свойств пород, чему способствовали процессы разуплотнения, растворения вещества матрицы. Одной из серьезных проблем разработки АГКМ является наличие в добываемом газе попутной воды. При этом под термином «обводнение» понимается появление пластовой воды в скважинной продукции. На протяжении разработки АГКМ процессы обводнения скважин изучались и исследовались, предлагались модели обводнения. На основании фактического материала по динамике и характеру обводнения продукции скважин специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» рассматривалась модель обводнения залежи [3–5] с учетом проявления цикличности в поведении геосреды, взаимосвязи между глубинным геологическим строением, сейсмотектоникой и современными движениями земной коры и количественным выражением регистрируемых параметров работы скважин (пластовое давление, водогазовый фактор (ВГФ), дебит и т. д.). Производилась оценка учета виброгеодинамики при моделировании процесса обводнения продукции скважин. Однако эта модель не получила полного одобрения. Специалисты, занимающиеся разработкой АГКМ, исследовали различные причины обводнения в зависимости от положения их пробуренных забоев и интервалов перфорации / открытого ствола относительно положения газоводяного контакта (ГВК) (в среднем принимается на отметке 4 070 м), различные факторы геолого-технического порядка. Продолжительность периода «безводной» эксплуатации скважин не зависит от положения их пробуренных забоев и интервалов перфорации / открытого ствола относительно положения ГВК [6]. Обводненность эксплуатационных скважин объяснялась литологическими и петрофизическими характеристиками коллекторов, а также наличием зон вертикальной трещиноватости, которые не поддаются картированию. То есть зоны обводнения невозможно соотнести со структурными параметрами башкирских отложений, хотя и отмечалось, что пластовая вода внедряется избирательно по локальным зонам повышенной проводимости. Локальные зоны обводнения продукции развиты в пределах блоков, и их распределение прогнозированию не поддается. Проводимость этих зон изменяется в широких пределах. В пределах блока прогнозировать закономерности обводнения скважин не представляется возможным, т. к. это практически случайный процесс. В статьях [7–9] на основе корреляционной зависимости ВГФ от структурной поверхности продуктивного пласта С2b, истории обводнения скважин в процессе разработки, данных по исследованиям керна были выделены зоны вертикальной трещиноватости левобережной части АГКМ. Зоны обводнения возможно соотнести со структурными параметрами башкирских отложений. Локальные зоны обводнения продукции развиты на участках высоких отметок вскрытия продуктивного горизонта в интервале глубин от –3 718 до –3 850 м, что возможно объяснить преобладанием в этих зонах вертикальной трещиноватости. Пластовая вода внедряется избирательно по локальным зонам повышенной проводимости. Возможная модель обводнения скважин: трещиноватость может быть обусловлена тектоническим фактором и относиться к постседиментационным процессам внешнего воздействия [10]. На рис. 1 представлен один из возможных вариантов образования трещиноватости карбонатных пород в зоне высокого залегания структурной поверхности продуктивного пласта С2b. В процессе деформационных движений, связанных с глубинными процессами Земли, кровельные и подошвенные участки продуктивной толщи испытывают различные напряжения: в зоне растяжения (кровельной части) образуются системы трещин различной раскрытости, особенно в середине блока. Подошвенная зона находится под воздействием сил сжатия и в результате этого уплотняется. При этом вертикальная трещиноватость обеспечивает сообщаемость с подошвенными водами.В пользу этого варианта можно привести следующие факты: – согласно анализу данных на рис. 2 скважины с обводнением (ВГФ ≥ 100 см3/м3) составляют в зонах с высоким залеганием кровли С2b – 48 %, в зонах со средним залеганием кровли С2b – 6 %, в зонах с низким залеганием кровли С2b – 14 %;– в зоне с высоким залеганием кровли С2b скважины до начала обводнения работают долгое время с хорошими дебитами;– процесс обводнения ряда скважин с высоким залеганием кровли С2b идет очень быстро и не поддается регулированию притока подошвенных вод с помощью ограничения по дебиту или периодической остановки скважин в отличие от скважин с низким или средним залеганием кровли С2b;– в зоне с высоким залеганием кровли С2b скважины в верхней части разреза имеют пористость до 17 %, в нижней части разреза пористость до 8–10 % и разрез более плотный (меньше эффективных толщин).    Рис. 1. Образование трещиноватости карбонатных пород в зоне высокого залеганияструктурной поверхности продуктивного пласта С2bFig. 1. Fracturing carbonate rocks in the zone of high occurrence of the structural surfaceof the productive formation C2b   Рис. 2. Анализ данных скважин с ВГФ ≥ 100 см3/м3 в зависимости от залегания кровли С2bFig. 2. Analysis of data from wells with WGF ≥ 100 cm3/m3 depending on the occurrence of the roof С2b  ЗаключениеТаким образом, прогрессирующее обводнение скважин в зоне высокого залегания структурной поверхности продуктивного пласта С2b при соизмеримом с соседними скважинами отборе газа (накопленной добычи) и большем расстоянии до ГВК возможно из-за преобладания трещинно-порового коллектора (развиты микротрещины преобладающей вертикальной ориентировки со значительной сообщаемостью).