В статье приведен обзор модульного программного комплекса, предназначенного для решения полного перечня задач технологической цепочки операции гидродразрыва пласта (ГРП): от планирования и проектирования до сопровождения и анализа эффективности. Программный комплекс разработан проектным консорциумом профильных вузов и институтов РАН в партнерстве с Научно-техническим центром ПАО «Газпром нефть». Работы по созданию симулятора включали два блока: разработку модульной платформы с набором инженерных инструментов для обращения с данными и разработку подключаемых расчетных модулей, отвечающих за моделирование физических процессов. Основой расчетного ядра симулятора является иерархия моделей развития трещин, позволяющая корректно моделировать ГРП практически в любых геологических условиях. Так, в условиях однородных коллекторов используется псевдотрехмерная модель (Pseudo 3D), для пластов с переменными по слоям геомеханическими и фильтрационными свойствами – планарная модель (Planar 3D), дополненная учетом пороупругости (Pl3D Biot) для случаев с аномально низким или высоким поровым давлением, а для моделирования ГРП в трещиноватых коллекторах предлагается использовать специализированный расчетный модуль, учитывающий влияние естественных трещин на процесс формирования стимулированного объема пласта (SRV). В задаче моделирования транспорта проппанта также реализована цепочка подмоделей, учитывающих эффекты осаждения, дрейфа и заклинивания проппанта, существенно влияющие на геометрию и проводимость закрепленной трещины. При работе с симулятором доступен широкий набор инструментов для загрузки, обработки и интерпретации промысловых данных: результатов геофизических исследований, записей тестовых закачек, данных микросейсмического мониторинга или истории фактической работы скважины. По результатам инженерного сопровождения ГРП формируется цифровой отчет, содержащий используемые исходные данные, а также информацию о цепочке корректировок, вносимых в плановый дизайн операции. В состав симулятора также входит модуль оптимизации экономической эффективности операции ГРП с учетом прогнозирования добычи нефти. Симулятор «Кибер ГРП» прошел этапы валидации моделей, апробации и опытно-промышленных испытаний на реальных данных силами инженеров Научно-технического центра «Газпром нефти». В настоящее время завершается подготовка первого промышленного релиза, который будет доступен внешним пользователям.
Список литературы
1. Mayer B.R. Frac Model in 3D – 4 Parts // Oil and Gas Journal. – 1985. – June–July.
2. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. – Wiley, 2000. – 824 р.
3. Baree R.D. A Practical Numerical Simulator for Three-Dimensional Fracture Propagation in Heterogeneous Media // SPE-12273-MS. – 1983.
4. Smith M.B., Klein H.A. Practical Applications of Coupling Fully Numerical 2-D Transport Calculation with a PC-Based Fracture Geometry Simulator //
SPE-30505. – 1995.
5. Computer simulation of hydraulic fractures / J. Adachi [et al.] // International Journal of Rock Mechanics & Mining Sciences. – 2007. – P. 739–757.
6. Crouch S.L., Starfield A.M. Boundary element methods in solid mechanics. – George Allen & Unwin. – 1983. – 322 с.
7. Garagash D.I., Detournay E., Adachi J.I. Multiscale tip asymptotics in hydraulic fracture with leak-off // J. Fluid Mech. – 2011. – V. 669. – P. 260–297.
8. Dontsov E.V., Peirce A.P. A multiscale Implicit Level Set Algorithm (ILSA) to model hydraulic fracture propagation incorporating combined viscous, toughness, and leak-off asymptotics // Comput. Methods Appl. Mech. Engrg. – 2017. – V. 313. – P. 53–84.
9. Osiptsov A.A. Fluid mechanics of hydraulic fracturing: a review // Journal of petroleum science and engineering. – 2017. – V. 156. – P. 513–535.
10. Боронин С.А., Осипцов А.А. Двухконтинуальная модель течения суспензии в трещине гидроразрыва // Доклады Академии наук. – 2010. – Т. 31. – № 6. – С. 758–761.
11. Carter R.D. Derivation of the General Equation for Estimating the Extent of the Fractured Area, Appendix I of Optimum Fluid Characteristics for Fracture Extension. In: Howard, G.C., Fast, C.R. (Eds.), Drilling and Production Practice. – American Petroleum Institute. – 1957. – Р. 261–269.
12. Baree R.D., Conway M.W. Experimental and Numerical Modeling of Convective Proppant Transport // SPE-28564. – 1995.
13. Gadde P.B., Sharma M.M. The Impact of Proppant Retardation on Propped Fracture Lenghts // SPE-97106. – 2005.
14. Friehauf B.S. Simulation and Design of Energized Hydraulic Fractures. Doctor of Philosophy Dissertation. – The University of Texas at Austin, 2009. – 233 р.
15. Dontsov E.V., Peirce A.P. Slurry flow, gravitational settling and a Proppant Transport Model for Hydraulic Fractures // Journal of Fluid Mechanics. – 2014. – V. 760. – P. 567–590.
16. Shiozawa S., Mc Clure M. Stimulation of Proppant Transport with Gravitation Settling and Fracture Closure in a Three-Dimentional Hydraulic Fracturing Simulator // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2016. – V. 138. – P. 298–314.
17. Garagash I.A., Osiptsov A.A., Boronin S.A. Dynamic bridging of proppant particles in a hydraulic fracture // International Journal of Engineering Science. – 2019. – V. 135. – Feb. 1. – P. 86–101.
18. Lubrication model of suspension flow in a hydraulic fracture with frictional rheology for shear-induced migration and jamming / E.V. Dontsov, S.A. Boronin, A.A. Osiptsov, D.Y. Derbyshev // Proceedings of the Royal Society A. – 2019. – Jun 19. – 475(2226):20190039.
19. Baykin A.N., Golovin S.V. Influence of pore pressure on the development of a hydraulic fracture in poroelastic medium // Int. J. Rock Mech. & Mining Sci. – 2018. – V. 108. – P. 198–208.
20. Boronin S.A., Osiptsov A.A., Desroches J. Displacement of yield-stress fluids in a fracture // International Journal of Multiphase Flow. – 2015. – Nov. 1. – P. 47–63.
21. Golovin S.V., Baykin A.N. Application of the Fully Coupled Planar 3D Poroelastic Hydraulic Fracturing Model to the Analysis of the Permeability Contrast Impact on Fracture Propagation // Rock Mech. & Rock Eng. – 2018. – V. 51. – No. 10. – P. 3205–3217.
22. Modeling of Stimulated Reservoir Volume by Multistage Hydraulic Fracturing in Formation with Pre-Existing Natural Fractures / A.A. Erofeev, V.A. Vostrikova, R.M. Sitdikov [et al.] // ECMOR XVI – 16th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery. September, 2018. – Barselona: European Association of Geoscientists & Engineers. – 11 p.
23. Оптимизация дизайна гидроразрыва пласта для горизонтальной скважины / Б.Н. Старовойтова, С.В. Головин, Е.А. Кавунникова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – С. 106–110.
