Комплексное моделирование скважин МГРП и ГДИС
Воронин Д.А., Дроздов И.М.
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Статья посвящена контролю разработки низкопроницаемых коллекторов, разрабатываемых на режиме истощения с применением технологии многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). В ходе эксплуатации рассматриваемого объекта было обнаружено значительное снижение продуктивности горизонтальной скважины с МГРП в процессе ее работы.
Для проверки гипотезы «отключения» части портов проводились комплексный анализ падения добычи, гидродинамические исследования, гидродинамическое моделирование. Остановка работы портов может быть вызвана различными процессами: набуханием глин в процессе бурения скважины и проведения операций МГРП, смыканием трещин и вдавливанием проппанта, а также формированием «сифонов» в стволе скважины [1].
Данная гипотеза появилась в ходе адаптации гидродинамической модели. После чего, для ее подтверждения, проводились расчеты в симуляторах многофазного установившегося и не установившегося потока, а также в программном обеспечении (ПО) для интерпретации динамики давления и дебита подобно длительному гидродинамическому исследованию (ГДИС).
Расчеты показали, что из 8 имеющихся портов ГРП работают только 2 (предположительно, в пяточной части скважины). Этот вывод служит основой для дальнейшей адаптации гидродинамической модели и рекомендации операций для повышения добычи.
Для проверки гипотезы «отключения» части портов проводились комплексный анализ падения добычи, гидродинамические исследования, гидродинамическое моделирование. Остановка работы портов может быть вызвана различными процессами: набуханием глин в процессе бурения скважины и проведения операций МГРП, смыканием трещин и вдавливанием проппанта, а также формированием «сифонов» в стволе скважины [1].
Данная гипотеза появилась в ходе адаптации гидродинамической модели. После чего, для ее подтверждения, проводились расчеты в симуляторах многофазного установившегося и не установившегося потока, а также в программном обеспечении (ПО) для интерпретации динамики давления и дебита подобно длительному гидродинамическому исследованию (ГДИС).
Расчеты показали, что из 8 имеющихся портов ГРП работают только 2 (предположительно, в пяточной части скважины). Этот вывод служит основой для дальнейшей адаптации гидродинамической модели и рекомендации операций для повышения добычи.
Введение
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — это метод интенсификации добычи нефти и газа, основанный на создании искусственных трещин в породе, что обеспечивает улучшенный приток углеводородов к скважине.
Особую эффективность ГРП демонстрирует в плотных, низкопроницаемых коллекторах, где традиционные технологии оказываются малоэффективными, позволяя значительно увеличить объемы добычи нефти и газа.
Многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) [2] представляет собой развитие данной технологии и предполагает создание нескольких трещин вдоль ствола горизонтальной скважины. МГРП широко применяется именно в условиях низкопроницаемых пластов, а его активное внедрение в последние годы обусловлено массовым освоением месторождений с крайне низкой проницаемостью, включая сланцевые формации.
Особую эффективность ГРП демонстрирует в плотных, низкопроницаемых коллекторах, где традиционные технологии оказываются малоэффективными, позволяя значительно увеличить объемы добычи нефти и газа.
Многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) [2] представляет собой развитие данной технологии и предполагает создание нескольких трещин вдоль ствола горизонтальной скважины. МГРП широко применяется именно в условиях низкопроницаемых пластов, а его активное внедрение в последние годы обусловлено массовым освоением месторождений с крайне низкой проницаемостью, включая сланцевые формации.
Постановка проблемы в ходе адаптации гидродинамической модели
Для рассматриваемого эксплуатационного объекта была создана прокси-модель. Модель представляет собой однослойный пласт. Толщина — около 20 м, проницаемость — менее 1 мД, скважина горизонтальная с 8 портами ГРП.
В первые 5 месяцев скважина работала в фонтанном режиме и была адаптирована по обводненности и по забойному давлению (при контроле по жидкости), определенному в соответствии с величиной, указанной в технологическом режиме работы (ТР).
Однако при переходе на механизированную добычу по модели были получены сверхбольшие приросты дебита по жидкости и нефти, что не соответствовало фактической динамике работы скважины (рис. 1).
В первые 5 месяцев скважина работала в фонтанном режиме и была адаптирована по обводненности и по забойному давлению (при контроле по жидкости), определенному в соответствии с величиной, указанной в технологическом режиме работы (ТР).
Однако при переходе на механизированную добычу по модели были получены сверхбольшие приросты дебита по жидкости и нефти, что не соответствовало фактической динамике работы скважины (рис. 1).
Рис. 1. Динамика работы скважины при переводе на механизированный способ эксплуатации (расчет)
В качестве первой итерации были проведены расчеты по определению величины забойного давления скважины в процессе ее фонтанирования.
Моделирование работы скважины с применением специализированного ПО
важины в период ее фонтанирования производилось путем построения кривых распределения давления (КРД) с применением специализированного ПО. Расчет был проведен сверху вниз, исходными данными для построения модели являлись: инклинометрия скважины, параметры работы (буферное давление, дебит скважины по жидкости и нефти, величина газового фактора и пр.), а также PVT-свойства флюида.
Для проверки точности модели была также определена величина давления на приеме насоса в первый месяц после перевода скважины на механизированный способ эксплуатации. Результаты расчетов представлены на рисунке 2.
Для проверки точности модели была также определена величина давления на приеме насоса в первый месяц после перевода скважины на механизированный способ эксплуатации. Результаты расчетов представлены на рисунке 2.
Рис. 2. Результаты сопоставления величины забойного давления, указанного в ТР, и расчетных значений
Проанализировав упомянутые выше зависимости, можно сделать вывод о том, что рассчитанное забойное давление ниже указанного в технологическом режиме работы почти в 2 раза.
Однако корректировка величины забойного давления при адаптации гидродинамической модели не позволила воспроизвести историческую динамику работы скважины, что говорит о том, что величина продуктивности не является постоянной во времени.
Для подтверждения данной гипотезы и уточнения величины коэффициента продуктивности (при условии постоянства пластового давления) были проведены аналогичные расчеты по построению КРД, но уже снизу вверх. Результаты расчетов представлены на рисунке 3.
Однако корректировка величины забойного давления при адаптации гидродинамической модели не позволила воспроизвести историческую динамику работы скважины, что говорит о том, что величина продуктивности не является постоянной во времени.
Для подтверждения данной гипотезы и уточнения величины коэффициента продуктивности (при условии постоянства пластового давления) были проведены аналогичные расчеты по построению КРД, но уже снизу вверх. Результаты расчетов представлены на рисунке 3.
Рис. 3. Динамика величины продуктивности и забойного давления во времени для анализируемой скважины
По представленным выше зависимостям видно, что в первый месяц после запуска скважины в работу происходит резкое снижение коэффициента продуктивности, что может характеризовать процессы, упомянутые ранее. Последующие три месяца коэффициент продуктивности остается постоянным.
В июле заметно второе резкое изменение величины коэффициента продуктивности, что может свидетельствовать об образовании сифонов на горизонтальном участке или иных процессах, которые привели к снижению производительности скважины (рис. 4).
В июле заметно второе резкое изменение величины коэффициента продуктивности, что может свидетельствовать об образовании сифонов на горизонтальном участке или иных процессах, которые привели к снижению производительности скважины (рис. 4).
Рис. 4. Распределение насыщенности по стволу скважины (горизонтальный участок)
В августе произвели механизацию скважины, сопровождающуюся промывкой забоя. Можно отметить восстановление продуктивности скважины до уровня, соответствующего периоду с апреля по июнь.
В результате выполненных расчетов было отмечено два периода резкого снижения продуктивности скважины после запуска в работу, которые могут быть вызваны рядом причин: вынос проппанта, смыкание трещин, набухание глин вблизи скважины и образование сифонов.
Для подтверждения предположения об «отключении» портов МГРП была произведена интерпретация кривой снижения давления (показания датчика телеметрии на приеме электроцентробежного насоса) для периода перевода скважины на механизированный способ эксплуатации.
В результате выполненных расчетов было отмечено два периода резкого снижения продуктивности скважины после запуска в работу, которые могут быть вызваны рядом причин: вынос проппанта, смыкание трещин, набухание глин вблизи скважины и образование сифонов.
Для подтверждения предположения об «отключении» портов МГРП была произведена интерпретация кривой снижения давления (показания датчика телеметрии на приеме электроцентробежного насоса) для периода перевода скважины на механизированный способ эксплуатации.
Интерпретация КСД по скважине с адаптацией параметрами трещин
Далее была исследована кривая снижения давления, полученная на запуске скважины при переводе ее на механизированную добычу. Общий вид полученных диагностических графиков представлен на рисунке 5.
Рис. 5. Диагностический log-log график, полученный в рассматриваемой скважине
Подходов к интерпретации данной кривой в этой ситуации может быть два. Для начала рассмотрим случай, когда примерно на 200 часах мы видим ранний радиальный режим течения [3–6], связанный с притоком к каждой отдельной трещине.
Это возможно только в том случае, если трещины удалены друг от друга на расстояние, большее чем две их полудлины. Условно работают две трещины, находящиеся в носке и в пятке горизонтального ствола.
Для качественной интерпретации не хватает либо полудлины, либо количества трещин. Полудлину мы не имеем возможности узнать, а количество портов определяется соотношением (1):
Это возможно только в том случае, если трещины удалены друг от друга на расстояние, большее чем две их полудлины. Условно работают две трещины, находящиеся в носке и в пятке горизонтального ствола.
Для качественной интерпретации не хватает либо полудлины, либо количества трещин. Полудлину мы не имеем возможности узнать, а количество портов определяется соотношением (1):
где (kh)поздн.радиального режима — проводимость, определяемая по полке позднего радиального режима, которую мы можем посчитать, если примем проницаемость, определенную по адаптации гидродинамической модели; (kh)ран.радиального режима — проводимость, которая определяется по едва проглядываемой полке на 200 часов.
Нужно понимать, что при МГРП в условиях малого расстояния между трещинами (в нашем случае около 100 м) ранний радиальный режим возможен, только если какие-то порты не работают или если трещины очень малы. При укладке модели только полудлиной трещины уменьшать ее приходилось до 10 м, что нефизично. Поэтому было принято решение перейти к концепции уменьшения числа работающих портов.
При проницаемости 0,34 мД количество трещин получилось равным 2, что также сходится с результатом адаптации по ГДМ. Тогда после укладки модели адаптация принимает следующий вид (рис. 6). Полудлина трещин получилась равной 80 м (рис. 7).
Нужно понимать, что при МГРП в условиях малого расстояния между трещинами (в нашем случае около 100 м) ранний радиальный режим возможен, только если какие-то порты не работают или если трещины очень малы. При укладке модели только полудлиной трещины уменьшать ее приходилось до 10 м, что нефизично. Поэтому было принято решение перейти к концепции уменьшения числа работающих портов.
При проницаемости 0,34 мД количество трещин получилось равным 2, что также сходится с результатом адаптации по ГДМ. Тогда после укладки модели адаптация принимает следующий вид (рис. 6). Полудлина трещин получилась равной 80 м (рис. 7).
Рис. 6. Укладка модели интерпретации ГДИС в соответствии с теорией наличия раннего радиального режима. Серым — модельные кривые, черным — фактические данные
Рис. 7. Поле давления при интерпретации КСД с двумя трещинами на большом расстоянии
Однако такой подход вряд ли является правдоподобным, так как, скорее всего, все работающие трещины находятся в одной части ствола. А ранний радиальный режим просматривается слабо, и при сглаживании данных он совсем исчезает.
Тогда второй подход можно считать более простым. Работают несколько трещин в пятке ствола, при этом мы наблюдаем только позднее линейное течение, которое перейдет в радиальное, когда мы попадем на полку проницаемости 0,34 мД. Последние точки наших фактических данных уже попали на эту полку, поэтому дорисовать ее с целью адаптации модели будет проще.
Уложенная по этому подходу модель представлена на рисунке 8. Подобранные параметры — 2 трещины с полудлиной 164 м, что сходится с адаптацией ГДМ.
Тогда второй подход можно считать более простым. Работают несколько трещин в пятке ствола, при этом мы наблюдаем только позднее линейное течение, которое перейдет в радиальное, когда мы попадем на полку проницаемости 0,34 мД. Последние точки наших фактических данных уже попали на эту полку, поэтому дорисовать ее с целью адаптации модели будет проще.
Уложенная по этому подходу модель представлена на рисунке 8. Подобранные параметры — 2 трещины с полудлиной 164 м, что сходится с адаптацией ГДМ.
Рис. 8. Укладка модели интерпретации ГДИС в соответствии с теорией двух трещин, работающих в пятке. Серым — модельные кривые, черным — фактические данные
Таким образом, интерпретация ГДИС также подтвердила теорию о том, что из 8 портов явно работают не все. Укладка модели показала два работающих порта с полудлиной трещины 164 м (рис. 9).
Рис. 9. Поле давления при интерпретации КСД с двумя трещинами в пятке скважины
1. Существенное снижение продуктивности скважины произошло в два этапа: сразу после запуска и в середине летнего периода.
2. Причинами снижения продуктивности, вероятно, являются: набухание глин, смыкание трещин, вдавливание проппанта, образование сифонов в горизонтальном стволе.
3. Из 8 запроектированных портов МГРП реально работают только 2, расположенные в пяточной части ствола.
4. Эффективная полудлина активных трещин составляет около 164 м.
5. Гипотеза об «отключении» большинства портов подтверждена комплексным анализом данных ГДИС, моделированием скважины.
6. Полученные результаты указывают на необходимость диагностики состояния трещин вскоре после запуска скважины и при первых признаках падения дебита.
7. Для поддержания эффективной разработки низкопроницаемых юрских отложений может потребоваться повторный ГРП или специальные обработки для восстановления проводимости отключенных участков.
2. Причинами снижения продуктивности, вероятно, являются: набухание глин, смыкание трещин, вдавливание проппанта, образование сифонов в горизонтальном стволе.
3. Из 8 запроектированных портов МГРП реально работают только 2, расположенные в пяточной части ствола.
4. Эффективная полудлина активных трещин составляет около 164 м.
5. Гипотеза об «отключении» большинства портов подтверждена комплексным анализом данных ГДИС, моделированием скважины.
6. Полученные результаты указывают на необходимость диагностики состояния трещин вскоре после запуска скважины и при первых признаках падения дебита.
7. Для поддержания эффективной разработки низкопроницаемых юрских отложений может потребоваться повторный ГРП или специальные обработки для восстановления проводимости отключенных участков.
Анализ работы скважины с многостадийным гидроразрывом пласта в юрских отложениях показал существенное снижение ее продуктивности в процессе эксплуатации. На основе комплексного подхода, объединяющего гидродинамическое моделирование, интерпретацию гидродинамических исследований и расчеты подъемника в симуляторах потока в трубах, была подтверждена гипотеза о частичном «отключении» портов ГРП.
Выявлено два ключевых периода падения коэффициента продуктивности — сразу после запуска скважины и в середине летнего периода, что, вероятно, связано с набуханием глин, смыканием трещин, вдавливанием проппанта и образованием сифонов в горизонтальном стволе.
Интерпретация кривой снижения давления позволила установить, что из восьми запроектированных портов фактически работают лишь два, расположенные, скорее всего, в пяточной части ствола, при эффективной полудлине трещин около 164 м, что наводит мысль о необходимости обработки скважины или проведения повторного ГРП.
Полученные результаты подчеркивают необходимость применения интегрированных методов контроля разработки низкопроницаемых коллекторов и указывают на важность своевременной диагностики состояния трещин ГРП для корректировки эксплуатационной стратегии и повышения эффективности добычи за счет повторных стимуляции.
Выявлено два ключевых периода падения коэффициента продуктивности — сразу после запуска скважины и в середине летнего периода, что, вероятно, связано с набуханием глин, смыканием трещин, вдавливанием проппанта и образованием сифонов в горизонтальном стволе.
Интерпретация кривой снижения давления позволила установить, что из восьми запроектированных портов фактически работают лишь два, расположенные, скорее всего, в пяточной части ствола, при эффективной полудлине трещин около 164 м, что наводит мысль о необходимости обработки скважины или проведения повторного ГРП.
Полученные результаты подчеркивают необходимость применения интегрированных методов контроля разработки низкопроницаемых коллекторов и указывают на важность своевременной диагностики состояния трещин ГРП для корректировки эксплуатационной стратегии и повышения эффективности добычи за счет повторных стимуляции.
1. Деньгаев А.В., Дроздов И.М., Тимонов А.В., Черевко М.А. Результаты моделирования работы горизонтальной нефтяной скважины с проведенным шаровым многостадийным гидравлическим разрывом пласта в условиях ачимовских отложений // Нефтяное хозяйство. 2025. № 4. С. 22–26.
2. Никонорова А.Н., Ворон К.А., Кременецкий М.И., Борисов В.В., Бахмутов А.В., Воронин Д.А., Лазуткин Д.М. Оценка динамики добычных возможностей нефтегазовых горизонтальных скважин с многостадийным ГРП по результатам гидродинамических исследований на основе диагностики ранних режимов течения // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 6. С. 50–56.
3. Воронин Д.А. Особенности ГДИС в сильно неоднородном по фильтрационно-емкостным свойствам коллекторе при вскрытии пластов горизонтальными скважинами с многостадийным ГРП // Экспозиция Нефть Газ. 2025. № 4. С. 46–50.
4. Кременецкий М.И., Никонорова А.Н., Бахмутов А.В., Ворон К.А., Гуляев Д.Н. Гидродинамический контроль производительности горизонтальных скважин с большим количеством стадий ГРП, вскрывающих слабо дренируемые низкопроницаемые коллекторы // Экспозиция Нефть Газ. 2025. № 1. С. 46–54.
5. Кременецкий М.И., Никонорова А.Н., Ворон К.А., Гуляев Д.Н., Бахмутов А.В. Контроль совершенства вскрытия низкопроницаемых коллекторов скважинами со сложным заканчиванием по результатам циклических гидродинамических исследований // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 8. С. 68–77.
6. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. М.-Ижевск: ИКИ, 2012. 894 с.
2. Никонорова А.Н., Ворон К.А., Кременецкий М.И., Борисов В.В., Бахмутов А.В., Воронин Д.А., Лазуткин Д.М. Оценка динамики добычных возможностей нефтегазовых горизонтальных скважин с многостадийным ГРП по результатам гидродинамических исследований на основе диагностики ранних режимов течения // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 6. С. 50–56.
3. Воронин Д.А. Особенности ГДИС в сильно неоднородном по фильтрационно-емкостным свойствам коллекторе при вскрытии пластов горизонтальными скважинами с многостадийным ГРП // Экспозиция Нефть Газ. 2025. № 4. С. 46–50.
4. Кременецкий М.И., Никонорова А.Н., Бахмутов А.В., Ворон К.А., Гуляев Д.Н. Гидродинамический контроль производительности горизонтальных скважин с большим количеством стадий ГРП, вскрывающих слабо дренируемые низкопроницаемые коллекторы // Экспозиция Нефть Газ. 2025. № 1. С. 46–54.
5. Кременецкий М.И., Никонорова А.Н., Ворон К.А., Гуляев Д.Н., Бахмутов А.В. Контроль совершенства вскрытия низкопроницаемых коллекторов скважинами со сложным заканчиванием по результатам циклических гидродинамических исследований // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 8. С. 68–77.
6. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. М.-Ижевск: ИКИ, 2012. 894 с.
Воронин Д.А., Дроздов И.М.
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Москва, Россия
dimavoronin281@gmail.com
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Москва, Россия
dimavoronin281@gmail.com
Численное моделирование динамики давления и дебита было выполнено с использованием гидродинамического симулятора. Для визуализации и интерпретации динамики добычи и давления в диагностических координатах применялась программа для анализа ГДИС, которая входит в состав интегрированной платформы для анализа динамических данных и широко используется в нефтегазовой отрасли, особенно для анализа переходных процессов давления.
Расчет подъемника воспроизводился в симуляторах скважины.
Расчет подъемника воспроизводился в симуляторах скважины.
контроль разработки месторождений нефти и газа, многостадийный гидроразрыв пласта, гидродинамические исследования скважин, ранний радиальный режим, деградация ГРП, механизация добычи
Воронин Д.А., Дроздов И.М. Обоснование снижения эффективности работы портов МГРП при разработке юрских отложений на базе комплексных исследований и гидродинамического моделирования // Экспозиция Нефть Газ. 2026. № 1. C. 52–62. DOI: 10.24412/2076-6785-2026-1-52-62
03.12.2025
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-1-52-62
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-1-52-62
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (855) 222-12-84