Обоснование выбора параметров работы добывающей скважины при выводе на режим после гидроразрыва пласта для сохранения долгосрочной проводимости трещины

После операции гидроразрыва пласта (ГРП) и периода технического отстоя скважина выводится на режим (ВНР) для достижения технологических показателей. Скорость ВНР зачастую не регламентирована и определяется внешними факторами. При этом в процессе очистки трещины возникает ряд гидромеханических и геомеханических эффектов, которые могут уменьшить долгосрочную проводимость трещины и тем самым снизить продуктивность скважины. Повышение эффективности процесса ВНР связано с увеличением нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных пластов и является актуальной задачей для нефтедобывающей отрасли. Цель данной работы состоит в том, чтобы оценить вклад геомеханической и гидромеханической групп эффектов в деградацию проводимости трещины и на основе их баланса предложить методику расчета оптимального сценария ВНР, при котором добыча будет максимальной.

Материалы и методы. Для оценки вклада каждой из групп эффектов разработана комплексная методика численных расчетов процесса ВНР с использованием модели фильтрации суспензии с учетом неньютоновской реологии, переноса частиц, притока из пласта и геомеханических факторов.

Результаты. Реализован комплексный подход к решению задачи поиска оптимальной динамики вывода скважин на режим на основе поиска баланса конкурирующих групп эффектов. Работа реализована на примере модели скважины с трещиной ГРП, откалиброванной на данные промыслового эксперимента. В результате получен оптимум по динамике ВНР, позволяющий минимизировать эффект деградации трещины на добычу.

Заключение. Полученные данные подтверждают, что разработанный подход к оценке вклада каждой из группы эффектов может служить надежной основой для оптимизации процесса ВНР. По итогу применения метода выдается рекомендация к целевым значениям забойного давления во времени, соответствующим оптимальному сценарию ВНР.

1. Robinson B.M., Holditch S.A., Whitehead W.S. Minimizing damage to a proСed fracture by controlled flowback procedures. Journal of petroleum technology, 1988, no. 6, pp. 753–759. https://doi.org/10.2118/15250-PA.

2. Howard P.R., King M.T., Morris M., Feraud J.P., Slusher G., Lipari S. Fiber/proСant mixtures control proСant flowback in South Texas. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. OnePetro. 1995. https://doi.org/10.2118/30495-MS

3. Vreeburg R.J., Roodhart L.P., Davies D.R., Penny G.S. ProСant backproduction during hydraulic fracturing-a new failure mechanism for resin-coated proСants. Journal of petroleum technology, 1994, no. 10, pp. 884–889. https://doi.org/10.2118/27382-PA

4. Potapenko D. I., Williams R.D., Desroches J., Enkababian P., Theuveny B., Willberg D.M., Conort G. Securing long-term well productivity of horizontal wells through optimization of postfracturing operations. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. OnePetro. 2017. https://doi.org/10.2118/187104-MS

5. Karantinos E., Sharma M.M. Choke Management Under Wellbore, Completion and Reservoir Constraints. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. OnePetro. 2017. https://doi.org/10.2118/187462-MS

6. Cai Y., Dahi Taleghani A. Pursuing improved flowback recovery after hydraulic fracturing. SPE Eastern Regional Meeting. OnePetro. 2019. https://doi.org/10.2118/196585-MS

7. Jacobs T. Improving shale production through flowback analysis. Journal of Petroleum Technology. 2015, no. 12, pp. 37–42. https://doi.org/10.2118/1215-0037-JPT

8. Jia P., Cheng L., Huang S., Xue Y., Clarkson C.R., Williams-Kovacs J.D., Wang D., Jia P. et al. Dynamic coupling of analytical linear flow solution and numerical fracture model for simulating early-time flowback of fractured tight oil wells (planar fracture and complex fracture network). Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019, no. 177, pp. 1–23. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.01.086

9. Potapenko D., Theuveny B., Williams R., Moncada K., Campos M., Spesivtsev P., Willberg D. State of the Art of Flow Management for Frac Plug Drillout and Flowback. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers. 2019. https://doi.org/10.2118/196084-ms

10. Campos M., Potapenko D., Moncada K., Krishnamurthy J. Advanced Flowback in the Powder River Basin: Securing Stimulation Investments. Unconventional Resources Technology Conference. OnePetro. 2019. https://doi.org/10.15530/urtec-2019-285

11. Karantinos E., Sharma M.M., Ayoub J.A., Parlar M., Chanpura R.A. Choke Management Strategies for Hydraulically Fractured Wells and Frac–Pack Completions in Vertical Wells. SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control. Society of Petroleum Engineers. 2016. https://doi.org/10.2118/178973-MS

12. Blyton C.A., Deepen P.G., Mukul M.S. A comprehensive study of proСant transport in a hydraulic fracture. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. OnePetro. 2015. https://doi.org/10.2118/174973-MS

13. Rojas, Daniela, and Alejandro Lerza. Horizontal well productivity enhancement through drawdown management approach in Vaca Muerta shale. SPE Canada Unconventional Resources Conference. OnePetro. 2018. https://doi.org/10.2118/189822-MS

14. Wang, Junlei, Wanjing Luo, Zhiming Chen. An integrated approach to optimize bottomhole-pressure-drawdown management for a hydraulically fractured well using a transient inflow performance relationship. SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2020, pp. 95–111. https://doi.org/10.2118/195688-PA

15. Tompkins D., Sieker R., Koseluk D., Cartaya H. Managed Pressure Flowback in Unconventional Reservoirs: A Permian Basin Case Study. Unconventional Resources Technology Conference, San Antonio. Society of Exploration Geophysicists. American Association of Petroleum Geologists, Society of Petroleum Engineers. 2016, pp. 2687–2696. DOI:10.15530/URTEC-2016-2461207

16. Wilson, Kurt, Ibraheem Ahmed, Kirk MacIvor. Geomechanical modeling of flowback scenarios to establish best practices in the Midland Basin horizontal program. SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference. OnePetro. 2016. DOI: 10.15530/urtec-2016-2448089

17. Hamdi, Hamidreza, Hamid Behmanesh, Christopher R. Clarkson. A Semianalytical approach for Analysis of Wells Exhibiting Multiphase Transient Linear Flow: Application to Field Data. SPE Journal. 2020, pp. 3265–3279.

18. Crespo, Pablo Agustin, Sergio Cuervo. Drawdown Management Optimization from Time-Lapse Numerical Simulation. SPE Argentina Exploration and Production of Unconventional Resources Symposium. OnePetro. 2018. https://doi.org/10.2118/191828-MS

19. Fu Y., Dehghanpour H., Motealleh S., Lopez C. M., Hawkes R. Evaluating fracture volume loss during flowback and its relationship to choke size: fastback vs. slowback. SPE Production & Operations. 2019, vol. 34, no. 3, pp. 615–624. https://doi.org/10.2118/195595-PA

20. Kanin E. A., Osiptsov A.A., Vainshtein A.L., Burnaev E.V. A predictive model for steady-state multiphase pipe flow: Machine learning on lab data. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019, no. 180, pp. 727–746. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.05.055

21. Vainshtein, A., Osiptsov, A., Boronin, S., Faizullin, I., Paderin, G., Shurunov, A., Chebykin, N. Towards Field Testing of the Flowback Technology for Multistage-Fractured Horizontal Wells: Modeling-Based Design and Practical Implications. In SPE Russian Petroleum Technology Conference. OnePetro. 2019. https://doi.org/10.2118/196979-MS

22. Vainshtein, A., Fisher, G., Boronin, S., Osiptsov, A., Faysullin, I., Paderin, G., Chebykin, N. Field Testing of the Flowback Technology for Multistage-Fractured Horizontal Wells: Test Results and Primary Interpretation of the Results. SPE Russian Petroleum Technology Conference. OnePetro 2020. https://doi.org/10.2118/202056-MS

23. Vainshtein A., Fisher G., Boronin S., Osiptsov A., Faysullin I., Paderin G., Chebykin N. Field Testing of the Flowback Technology for Multistage-Fractured Horizontal Wells: Generalization to Find an Optimum Balance Between Aggressive and Smooth Scenarios. SPE Russian Petroleum Technology Conference. OnePetro. 2021. https://doi.org/10.2118/206635-MS

24. Boronin S.A., Osiptsov A.A., & Tolmacheva K.I. Multi-fluid model of suspension filtration in a porous medium. Fluid Dynamics. 2015, vol. 50, no. 6, pp. 759–768. https://doi.org/10.1134/S0015462815060058

25. Tolmacheva K.I., Boronin S.A., Osiptsov A.A. Formation damage and cleanup in the vicinity of flooding wells: Multi-fluid suspension flow model and calibration on lab data. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019, vol. 178, pp. 408–418. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.03.035

26. Osiptsov A.A. Hydraulic fracture conductivity: effects of rod-shaped proСant from lattice-Boltzmann simulations and lab tests. Advances in water resources. 2017, vol. 104, pp. 293–303. https://doi.org/10.1016/j.advwatres.2017.04.003.

27. Osiptsov A.A., Garagash I.A., Boronin S.A., Tolmacheva K.I., Lezhnev K.E., Paderin G.V. Impact of flowback dynamics on fracture conductivity. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020, no. 188, pp. 106-822. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106822.

28. Boronin S.A., Tolmacheva K.I., Garagash I.A., Abdrakhmanov I.R., Fisher G.Yu., Vainshtein A.L. et al. Integrated Modeling of Fracturing-Flowback-Production Dynamics and Calibration on Field Data: Optimum Well Startup Scenarios. Journal of Petroleum Science and Engineering. (submitted).