Numerical modeling of wave propagation in fractured porous fluid-saturated media

Затухание сейсмических волн может служить критерием наличия развитой трещиноватости в пласте и его флюидонасыщения. Однако актуальной задачей является определение связности систем трещин, ведь именно протяженные кластеры трещин, образующие непрерывные пути миграции флюида, и представляют интерес впромысловой геофизике. Для анализа влияния связности систем трещин на сейсмические волновые поля в настоящей статье разработан и реализован алгоритм статистического моделирования для построении моделей трещиноватых сред с заданной степенью связности. Алгоритм основан на методе дискретных систем трещин, связность которых обеспечивается минимизацией функционала перколяции в методе имитации отжига. На основе численных экспериментов по моделированию сейсмических полей в трещиновато-пористых средах показано, что связность трещин и формирование ими вытянутых структур влияет на интенсивность перетоков флюидаиз трещин во вмещающую породу и, как следствие, интенсивность затухания сейсмических волн зависит от степени связности. Однако перетоки флюидов между трещинами имеют локальный характер и проявляются в фиксированном диапазоне частот, зависящем от индивидуальных размеров трещин. Этот эффект в еще большейстепени выражен для сред с низкопроницаемой вмещающей породой --- карбонатных пород. В этом случае перетоки флюидов из трещин во вмещающую среду отсутствуют и, как следствие, поглощение сейсмической энергии пренебрежимо мало и не зависит от связности системы трещин. Seismic attenuation may indicate the fluid saturation of a fractured reservoir. However, an important issue for the exploration geophysics is to determine the fracture connectivity from seismic data, because the large-scale fracture clusters support fluid flows. In this paper, we present an algorithm for the statistical modeling of connected fracture systems. The algorithm is based on the discrete fracture network method in combination with the simulated annealing method. Based on the numerical simulation of wave propagation in fractured-porous media, we show that an increase of fracture connectivity leads to an increase of fracture-to-background wave-induced fluid flows; as a result, an increase of seismic attenuation is observed. However, the fracture-to-fracture flows are local and dependent only on the sizes of individual fractures and, hence, cannot be used as a reliable criterion for estimating the fracture connectivity.