УДК 622.276
В.А. Гармаш, И.М. Индрупский
УТОЧНЕНИЕ ОСНОВНЫХ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ТРЕЩИН ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ДЛЯ ПЛОЩАДНЫХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ ПРИ АДАПТАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ
Аннотация
Введение. Для площадных систем заводнения на основе скважин с гидроразрывом пласта понимание основных геометрических характеристик трещин критически важно при моделировании разработки и локализации остаточных запасов. Возможности традиционных методов оценки параметров трещин ограничены стоимостью, точностью интерпретации и условиями промысла, поэтому актуальна разработка подходов для уточнения характеристик трещин на основе фактических данных добычи. Цель работы. Определение условий, при которых настройка гидродинамической модели на историю разработки позволяет восстановить основные геометрические параметры трещин гидроразрыва пласта для повышения точности прогнозирования разработки. Материалы и методы. На основе численного моделирования выполнены многовариантные гидродинамические расчеты на секторных моделях неоднородных пятиточечных элементов разработки с вариацией азимута и полудлины трещин гидроразрыва пласта. Полученные кривые дебита нефти аппроксимированы гиперболической функцией для анализа связи параметров аппроксимации с геометрическими параметрами трещин. Результаты. Выявлена сильная корреляция между временем прорыва воды и проекцией трещины на диагональ элемента при отклонении ее азимута в пределах 15° от диагонали, для больших отклонений зависимость ослабевает. При этом поздняя динамика снижения дебита нефти слабо коррелирует с характеристиками трещин. Результаты устойчивы к распределению свойств пласта в межскважинном пространстве. Заключение. Проекцию трещины на направление, соединяющее добывающую и нагнетательную скважины, можно использовать как первичную интегральную характеристику ее геометрии при анализе разработки и адаптации моделей. Длина проекции коррелирует со временем прорыва воды, корреляция усиливается при малых отклонениях азимута трещины от этого направления. Связь длины проекции с поздней динамикой снижения дебита нефти слабая, что потенциально позволяет разделить влияние характеристик трещин и неоднородности пласта при адаптации модели по динамике добычи.
Ключевые слова: гидроразрыв пласта; азимут трещины; полудлина трещины; адаптация гидродинамической модели; площадные системы разработки
Vladimir A. Garmash, Ilya M. Indrupskiy
REFINEMENT OF KEY GEOMETRIC PARAMETERS OF HYDRAULIC FRACTURES IN PATTERN-TYPE DEVELOPMENT SYSTEMS DURING HISTORY MATCHING OF SIMULATION MODELS
Abstract
Introduction. For the pattern-type waterflooding systems based on hydraulic fractured wells, understanding the main geometric characteristics of fractures – half-length and azimuth – is critically important for reservoir simulation and localization of remaining reserves. The capabilities of traditional fracture parameter evaluation methods are limited by cost, interpretation accuracy, and field conditions; therefore, developing approaches to refine fracture characteristics based on actual production data is highly relevant. Objective. To determine the conditions under which history matching of a dynamic model allows reconstruction of the main geometric parameters of hydraulic fractures to improve the accuracy of reservoir performance forecasting. Materials and methods. Multiscenario simulations were performed on sector models of heterogeneous five-spot patterns with vertical hydraulic fractured wells, varying the fracture azimuth and half-length. The resulting simulated oil production rate curves were approximated using a hyperbolic function, after which dependencies between fracture parameters and approximation curve parameters were analyzed. Results. A strong correlation was identified between water breakthrough time and the projection of the fracture onto the element diagonal when its azimuth deviates within 15° from the diagonal; for larger deviations, the dependence weakens. Late-stage oil production decline dynamics showed weak correlation with fracture characteristics. The results are robust with respect to interwell reservoir property distribution. Conclusion. The projection of the fracture onto the direction connecting the production and injection wells can be used as a primary integral geometrical characteristic for field development analysis and model calibration. The projection length correlates with water breakthrough time, and the correlation strengthens for small azimuth deviations from the direction connecting the injector and producer. The relationship between projection length and late-stage oil decline is weak, potentially allowing separation of fracture characteristics and reservoir heterogeneity impact when analyzing production history.
Keywords: hydraulic fracture; fracture azimuth; fracture half-length; dynamic model calibration; pattern-type development systems
EDN: JOGEEK
Полный текст статьи в формате PDF
