Модель влияния нестационарных и нелинейных эффектов на проводимость трещин гидроразрыва для нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

   Введение. Существующий подход к оценке проводимости трещины ГРП не всегда однозначно описывает фактические данные эксплуатации, особенно для газоконденсатных месторождений. Возможные причины подобного несоответствия — отсутствие учёта нестационарных эффектов, возникающих при течении в пласте, и недостаточно строгий учёт нелинейных эффектов, возникающих при течении в трещине.

   Цель. Разработка методики, позволяющей оценивать проводимость трещин ГРП с учётом нестационарных и нелинейных эффектов.

   Материалы и методы. В работе используется разработанная автором аналитическая безразмерная модель течения в трещине ГРП. Управляющие параметры модели — безразмерная проводимость и безразмерный D-фактор.

   Результаты. В работе показано, что классический подход к описанию проводимости трещины ГРП через отношение проводимостей пласта и трещины требует корректировки. Предлагается учитывать в расчёте безразмерной проводимости нестационарные эффекты, возникающие при течении в пласте, а также принимать во внимание величину безразмерного D-фактора, продемонстрирована необходимость подобных корректировок. Кроме того, в работе показано, что газовые скважины с трещинами ГРП могут иметь существенное значение D-фактора, связанного с нелинейным течением в упаковке проппанта.

   Заключение. Результаты работы могут использоваться при дизайне процесса гидроразрыва, при проектировании разработки месторождений скважинами с трещинами ГРП, а также при выборе подходящих методов моделирования ГРП как в аналитических моделях, так и в гидродинамических симуляторах.

1. Dikken B.J. Pressure Drop in Horizontal Wells and Its Effect on Production Performance. Journal of Petroleum Technology. 1990, no. 42(11), pp. 1426–1433. SPE-19824-PA.

2. Самоловов Д.А. Модель влияния вязкого трения на продуктивность горизонтальных скважин // Известия вузов: Нефть и газ. — 2014. — № 4. — С. 48–52.

3. Самоловов Д.А. Аналитическая модель влияния гидравлических потерь в горизонтальных стволах газовых скважин на продуктивность / Д.А. Самоловов, Р.Т. Апасов, С.А. Нехаев // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2023. — № 8(2). — С. 68–82. doi: 10.51890/2587-7399-2023-8-2-68-82

4. Economides M., Oligney R., Valko P. Unified Fracture Design: Bringing the Gap Between Theory and Practice. Orsa Press: Alvin, Texas, 2002. 262 p.

5. Prats M. Effect of Vertical Fractures on Reservoir Behavior — Incompressible Fluid Case. Society of Petroleum Engineering Journal. 1961, June, pp. 105–118. SPE 1575-G

6. van Poollen H.K., Tinsley J.M., Saunders C.D. Hydraulic Fracturing — Fracture Flow Capacity vs. Well Productivity. Petroleum Transaction, AIME. 1958, vol. 213, pp. 91–95. SPE 890-G

7. Cinco-Ley H., Samaniego-V F. Transient Pressure Analysis for Fractured Wells. Journal of Petroleum Technology. 1981, September, pp. 1749–1766.

8. Dobkine S., Dewenter W., Yushkov I., Nesterenko A. Deliverability Modeling of West Siberia Gas-Condensate Wells. SPE161972

9. Ergun S., Orning A.A. Fluid Flow through Randomly Packed Columns and Fluidized Beds. Industrial and Engineering Chemistry. 1949, vol. 41, no. 6, pp. 1179–1184.

10. Al-Hussainy, Ramey R., H.J., Jr., Crawford P.B. The Flow of Real Gases Through Porous Media. Journal of Petroleum Technologies. 1966, May, pp. 624–636.

11. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. — М.: Недра, 1984. — 264 с.

12. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. — М.: Недра, 1993. — 416 с.