Поддержание пластового давления (ППД) на месторождениях сопряжено с целым рядом проблем, связанных с развитием техногенных трещин, образовавшихся за счет высокого давления закачки (автоГРП). Одной из таких проблем является прорыв нагнетаемой жидкости в соседнюю скважину через трещину автоГРП, который приводит к необходимости остановки всего ряда нагнетательных скважин и соответственно снижает эффективность системы ППД. Таким образом, важно установить, какие технологические факторы влияют на процесс слияния трещин.
В статье рассмотрены особенности автоГРП на выделенном участке месторождения с рядной системой разработки. При помощи математического моделирования оценено время соединения трещин автоГРП, инициированных в соседних нагнетательных скважинах. Для выбранного участка месторождения проведен комплексный анализ промысловых данных с помощью известных подходов (график Холла, индикаторные диаграммы, анализ пластового давления). На основе законов сохранения механики сплошных сред и определяющих уравнений для пороупругой среды построена численная модель развития трещины автоГРП. В качестве входных данных для модели взяты характерные параметры месторождения, расположение скважин и схема ввода скважин в работу. Проведенные расчеты показали, что на процесс роста трещин автоГРП влияет комплексная картина фильтрации между нагнетательными и добывающими скважинами на участке. При этом существенную роль играет расположение скважин и расстояние между ними. Отмечено, что, поскольку слияние трещин автоГРП влияет на эффективность ППД, при проектировании системы ППД необходимо проводить моделирование развития трещин автоГРП в рамках совмещенной геомеханической и гидродинамической задачи. Проведение расчетов позволяет оценить характер зависимости времени слияния трещин автоГРП от расстояния между скважинами и обеспечить оптимальное расположение скважин.
Список литературы
1. Базыров И.Ш., Шель Е.В., Хасанов М.М. Анализ эффективности заводнения низкопроницаемых коллекторов нагнетательными горизонтальными скважинами с поперечными трещинами многостадийного ГРП // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020. – № 2. – С. 52–60. – DOI:10.7868/S258773992002007X
2. Моделирование инициации и распространения трещины гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине в условиях нетрещиноватых терригенных пород на примере Приобского месторождения / Е.В. Шель, П.К. Кабанова, Д.Р. Ткаченко [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020. – № 2. – С. 36–42. – DOI: 10.7868/S2587739920020056
3. О механизмах возникновения зон с аномально высоким пластовым давлением и методах их прогнозирования в неразрабатываемых пластах на примере Приобского месторождения / А.И. Исламов, Р.Р. Фасхутдинов, Д.Ю. Колупаев, С.А. Верещагин // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 7. – С. 54–59. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-10-54-59
4. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах / В.А. Байков, А.Я. Давлетбаев, Т.С. Усманов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 65–77.
5. Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами / В.А. Байков, Р.М. Жданов, Т.И. Муллагалиев, Т.С. Усманов // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 84–98.
6. Field Studies of Spontaneous Growth of Induced Fractures in Injection Wells / А. Davletbaev, V. Baikov, G. Bikbulatova [et al.] // SPE-171232-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/171232-MS
7. Containment of Water-Injection-Induced Fractures: The Role of Heat Conduction and Thermal Stresses / J. Hwang, S. Zheng, M. Sharma [et al.] // SPE 200400-РА. – 2020. –https://doi.org/10.2118/171232-MS
8. Case Study on waterflooding of low-permeability reservoirs by horizontal wells with water-injection induced fractures / I.S. Bazyrov, E.V. Shel, A.A. Gimazov [et al.] // American rock mechanics association – 54th US Rock Mechanics, Geomechanics Symposium. – 2020. – DOI:10.2118/ARMA-2020-1642
9. Gimazov A., Bazyrov I. The Development Method of Low-Permeability and Ultra-Low-Permeability Reservoirs by Waterflooding // SPE-206416-MS. - 2021. - DOI: 10.2118/206416-MS
10. Coussy O. Poromechanics. – John Wiley & Sons Ltd. 2004. DOI:10.1002/0470092718
11. Izgec B., Kabir C.S. Real-Time Performance Analysis of Water-Injection Wells // SPE 109876-РА. – 2009. – DOI: 10.2118/109876-PA
12. Golovin S.V., Baykin A.N. 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. – DOI: 10.1016/j.ijrmms.2018.04.055
13. Vandamme L.M., Roegiers J.-C. Poroelasticity in hydraulic fracturing simulators // Journal of Petroleum Technology. – 1990. – V. 42(9). – P. 1199–1203. – DOI: 10.2118/16911-PA
14. Dontsov E.V., Peirce A.P. Comparison of toughness propagation criteria for blade-like and pseudo-3D hydraulic fractures // Engineering Fracture Mechanics. – 2016. – V. 160. – P. 238–247. – DOI: https://doi.org/10.1016/j.engfracmech.2016.04.023
