Моделирование блокирования трещин автогидроразрыва пласта в гидродинамическом симуляторе

Об авторах:

Шевелёв Александр Павлович, кандидат физико-математических наук, доцент, профессор кафедры моделирования физических процессов и систем, Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия;
a.p.shevelev@utmn.ru, https://orcid.org/0000-0003-0017-4871

Гильманов Александр Янович, кандидат физико-математических наук, старший преподаватель кафедры моделирования физических процессов и систем, Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; a.y.gilmanov@utmn.ru, https://orcid.org/0000-0002-7115-1629


Касперович Антон Михайлович, магистрант кафедры моделирования физических процессов и систем, Физико-технический институт, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия, stud0000122772@study.utmn.ru

Аннотация:

Месторождения, добыча нефти на которых ведется несколько лет, в большинстве случаев разрабатываются с помощью технологии заводнения. При длительной эксплуатации месторождения для поддержания расхода флюида на прежнем уровне приходится увеличивать забойное давление нагнетательной скважины, что при превышении давления разрыва пласта приводит к образованию трещин автогидроразрыва пласта (автоГРП). Неконтролируемый рост трещины автоГРП может привести к прорыву воды по ней в зону дренирования добывающей скважины и обводнению продукции. Такое явление наблюдалось на нескольких месторождениях, поэтому задача блокирования трещин автоГРП является актуальной. Существующие математические модели блокирования трещин автоГРП не позволяют определить объем утечек из трещины, чтобы точно рассчитать объем закачиваемого реагента. В статье описано построение физико-математической модели нагнетания раствора полимера в воде в трещину автоГРП, при этом впервые учитывался объем утечек реагента за пределы трещины. Целью работы является установление зависимостей критического времени заполнения трещины и объема утечек полимера от расхода закачиваемого реагента. Разработанная в статье математическая модель основана на законах сохранения массы, импульса и энергии для нефти, воды и полимера. Построена гидродинамическая модель, описывающая процесс кольматации трещины автоГРП. Получено распределение концентрации осевшего полимера как в трещине, так и за ее пределами, определено критическое время заполнения трещины при заданных свойствах породы и технологических параметрах работы скважины. Обнаружено, что объем утечек полимера становится больше вследствие увеличения расхода закачиваемого раствора полимера.

Список литературы:

Байков В. А., Давлетбаев А. Я., Асмандияров Р. Н., Усманов Т. С., Степанова З. Ю. 2011. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах // Нефтегазовое дело. № 1. С. 65–75.

Байков В. А., Бураков И. М., Латыпов И. Д., Яковлев А. А., Асмандияров Р. Н. 2012. Контроль развития техногенных трещин автоГРП при поддержании пластового давления на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. № 11. С. 30–33.

Галимов Р. И. 2017. Технология полимерного заводнения на поздней стадии разработки месторождений // Молодой ученый. № 40 (174). С. 4–6.

Гильманов А. Я., Федоров К. М., Шевелёв А. П. 2022. Задача о блокировании техногенной трещины в пласте суспензионной смесью // Известия РАН. Механика жидкости и газа. № 6. С. 26–33. https://doi.org/10.31857/S0568528122600230

Гимазов А. А., Базыров И. С. 2020. Способ разработки низкопроницаемых и сверхнизкопроницаемых коллекторов путем заводнения: пат. 2740357 РФ / патентообладатель Газпромнефть НТЦ. № 2020114981; заявл. 28.04.2020; опубл. 13.01.2021, Бюл. № 2.

Мальцев В. В., Асмандияров Р. Н., Байков В. А., Усманов Т. С., Давлетбаев А. Я. 2012. Исследование развития трещин автоГРП на опытном участке Приобского месторождения с линейной системой разработки // Нефтяное хозяйство. № 5. С. 70–73.

Ручкин А. А., Ягафаров А. К. 2005. Оптимизация применения потокоотклоняющих технологий на Самотлорском месторождении. Тюмень: Вектор Бук. 165 с.

Татосов А. В., Шляпкин А. С. 2018. Движение проппанта в раскрывающейся трещине гидроразрыва пласта // Известия Саратовского университета. Новая серия. Серия: Математика. Механика. Информатика. Том 18. № 2. С. 217–226. https://doi.org/10.18500/1816-9791-2018-18-2-217-226

Тома А., Саюк Б., Абиров Ж., Мазбаев Е. 2017. Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти // Территория Нефтегаз. № 7–8. С. 58–68.

Черемсин А. Н., Тостолыткин Д. В., Орлова Н. С. 2012. Особенности моделирования полимерного заводнения в современных гидродинамических симуляторах // Наука и ТЭК. № 3. С. 39–42.

Черный С. Г., Лапин В. Н., Есипов Д. В., Куранаков Д. С. 2016. Методы моделирования зарождения и распространения трещин. Новосибирск: Изд-во Сиб. отд. РАН. 312 с.

Шель Е. В., Кабанова П. К., Ткаченко Д. Р., Базыров И. Ш., Логвинюк А. В. 2020. Моделирование инициации и распространения трещины гидроразрыва пласта на нагнетательной скважине для нетрещиноватых терригенных пород на примере Приобского месторождения // PROнефть. Профессионально о нефти. № 2 (16). С. 36–42. https://doi.org/10.7868/S2587739920020056

Cheng C., Milsch H. 2021. Hydromechanical investigations on the self-propping potential of fractures in tight sandstones // Rock Mechanics and Rock Engineering. Vol. 54. Pp. 5407–5432. https://doi.org/10.1007/s00603-021-02500-4

Davletbaev A., Baikov V., Bikbulatova G., Asmandiyarov R., Nazargalin E., Slabetskiy A., Sergeychev A., Nuriev R. 2014. Field studies of spontaneous growth of induced fractures in injection wells // SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition (14–16 October 2014, Moscow, Russia). Paper SPE-171232-MS. https://doi.org/10.2118/171232-MS

Dontsov E. V., Peirce A. P. 2014. Slurry flow, gravitational settling and a proppant transport model for hydraulic fractures // Journal of Fluid Mechanics. Vol. 760. Pp. 567–590. https://doi.org/10.1017/jfm.2014.606

Mobbs A. T., Hammond P. S. 2001. Computer simulations of proppant transport in a hydraulic fracture // SPE Production & Facilities. Vol. 16. No. 2. Pp. 112–121. https://doi.org/10.2118/69212-PA

Rutqvist J. 2015. Fractured rock stress-permeability relationships from in situ data and effects of temperature and chemical-mechanical couplings // Geofluids. Vol. 15. No. 1–2. Pp. 48–66. https://doi.org/10.1111/gfl.12089

Seright R. S. 1997. Use of preformed gels for conformance control in fractured systems // SPE Production & Facilities. Vol. 12. No. 1. Pp. 59–65. Paper SPE-35351-PA. https://doi.org/10.2118/35351-PA

Seright R. S. 2015. Examination of Literature on Colloidal Dispersion Gels for Oil Recovery. 63 p.

Sorbie K. S. 1991. Polymer-Improved Oil Recovery. Springer Dordrecht. XII, 359 p. https://doi.org/10.1007/978-94-011-3044-8

Yan W., Demin W., Zhi S., Changlan S., Gang W., Desheng L. 2004. Hydraulic fracturing of polymer injection wells // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition (18–20 October 2004, Perth, Australia). Paper SPE-88592-MS. https://doi.org/10.2118/88592-MS