Определение оптимального дизайна и числа трещин многостадийного гидроразрыва пласта при использовании геомеханической и композиционной гидродинамической моделей газоконденсатного месторождения

UDK: 622.276.66.001.57

DOI: 10.24887/0028-2448-2025-6-44-49

Ключевые слова: многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП), дизайн скважины, геомеханическое моделирование, композиционное моделирование, инструмент измельчения сетки LGR

Авт.: Л.Н. Воронкова, к.ф.-м.н. (ООО «Тюменский нефтяной научный центр», ОГ ПАО «НК «Роснефть»; Тюменский индустриальный университет; Тюменский гос. университет) А.В. Дубровин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр», ОГ ПАО «НК «Роснефть») В.С. Кулешов, к.ф.-м.н. (ООО «РН-ТЕХНОЛОГИИ», ОГ ПАО «НК «Роснефть»); М.С. Антонов, к.т.н. (ООО «РН-ТЕХНОЛОГИИ», ОГ ПАО «НК «Роснефть»; Уфимский гос. нефтяной технический университет)

В настоящее время актуальной задачей является проведение эффективного многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в горизонтальных скважинах (ГС). Добыча жидких углеводородов на газоконденсатных месторождениях зависит от различных параметров, в том числе от массы закачанного проппанта, числа стадий и направленности трещин ГРП относительно азимута регионального напряжения. В силу интерференционных процессов при МГРП в ГС при увеличении числа стадий наблюдается отсутствие роста дополнительной добычи углеводородов. Поэтому для определения оптимального дизайна ГРП и эффективного расстояния между трещинами гидроразрыва требуется проанализировать накопленные показатели добычи газа и конденсата, полученные путем проведения многовариантных расчетов на композиционных моделях с использованием инструмента измельчения сетки LGR. В качестве варьируемых показателей используются: длина ГС, расстояние между трещинами ГРП, азимут скважины, а также масса проппанта. При этом эффективные параметры трещины ГРП, такие как проницаемость, высота, средняя ширина и полудлина, определяются на основе рассчитанного дизайна ГРП, в соответствии с заданной массой проппанта. Для более точного описания распространения трещины ГРП предварительно выполнено построение 1D и 3D/4D геомеханических моделей месторождения с калибровкой модели по фактическим данным.

Список литературы

1. Обоснование стратегии вовлечения в разработку залежей юрских отложений Уренгойского месторождения / И.В. Воробьев, П.Ю. Хорошман, М.И. Чикина [и др.] // Научный журнал Российского газового общества. – 2023. – № 6 (42). – С. 36–43. – EDN: TZKBFF

2. Investigation of Horizontal Wells with Multi-Stage Hydraulic Fracturing Technological Efficiency in the Development of Low-Permeability Oil Reservoirs / A.V. Miroshnichenko, V.A. Korotovskikh, T.R. Musabirov [et al.] // SPE-206412-MS. – 2021. – http://doi.org/10.2118/206412-MS. – EDN: EYGAXZ

3. Методика анализа фактической кратности показателей работы горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва относительно показателей работы наклонно–направленных скважин / А.В. Мирошниченко, В.А. Коротовский, Т.Р. Мусабиров, А.Э. Федоров // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 11. – С. 42–47. – http://doi.org/10.24887/0028–2448–2021–11–42–47. – EDN: LMOEMD

4. Geomechanical modeling and multi-stage hydraulic fracturing dolomite reservoir of the Verkhnechonskoye oil and gas condensate field / V. Kuleshov, V. Pavlov,

N. Pavlyukov [et al.] // Paper presented at the ARMA/DGS/SEG 2nd International Geomechanics Symposium, Virtual, November 2021. – https://onepetro.org/armaigs/proceedings-abstract/IGS21/All-IGS21/ARMA-IGS-21-088/473082

5. Borehole Acoustics as a Key to Perfect Hydraulic Fracturing in Achimov Formation / D.A. Metelkin, A.A. Snokhin, I.A. Tikhomirov [et al.] // SPE-187758-MS. – 2017. – http://doi.org/10.2118/187758-MS. – EDN: SRNABD

6. Разработка корпоративного геомеханического симулятора для моделирования устойчивости ствола скважины / А.Р. Давлетова, В.В. Киреев, С.Р. Кнутова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 88–92. – http://doi.org/10.24887/0028–2448–2018–6–88–92. – EDN: XRLQCD

7. Расчет напряженного состояния на участке Северо-Комсомольского месторождения с использованием нового корпоративного 3D-симулятора

РН–СИГМА / Д.Р. Ардисламова, А.Р. Давлетова, Ш.И. Закирзянов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 3. С. 38–43. – http://doi.org/10.24412/2076–6785–2023–3–38–43. – EDN: CBBMNB

8. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта: от математической модели к программной реализации / А.В. Аксаков, О.С. Борщук, И.С. Желтова

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 35–40. EDN: WZJJXL

9. Валидация модели трещины гидроразрыва Planar3D, реализованной в корпоративном симуляторе «РН–ГРИД» / А.В. Пестриков, А.Б. Пещеренко,

М.С. Гребельник, И.М. Ямилев // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 46–50. – http://doi.org/1010.24887/0028-2448-2018-11-46-50. – EDN: SLYDQH

10. Замер высоты трещины ГРП как метод верификации геомеханической модели / В.А. Морева, В.С. Кулешов, В.А. Павлов, М.И. Самойлов //

Каротажник. – 2021. – №8 (314). – С. 93–109. – EDN: DYALYU

11. Lohrenz J., Bray B.G., Clark C.R. Calculating viscosities of reservoir fluids from their compositions // Journal of Petroleum Technology. – 1964. – V. 16. – P. 1171–1176. – http://doi.org/1010.2118/915–PA