RU2745142C1 - Method and system for modeling hydraulic fractures of a formation of finite/infinite conductivity and lateral-longtitudinal location relative to a horizontal wellbore - Google Patents
Method and system for modeling hydraulic fractures of a formation of finite/infinite conductivity and lateral-longtitudinal location relative to a horizontal wellbore Download PDFInfo
- Publication number
- RU2745142C1 RU2745142C1 RU2020130572A RU2020130572A RU2745142C1 RU 2745142 C1 RU2745142 C1 RU 2745142C1 RU 2020130572 A RU2020130572 A RU 2020130572A RU 2020130572 A RU2020130572 A RU 2020130572A RU 2745142 C1 RU2745142 C1 RU 2745142C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracture
- hydraulic
- factor
- determined
- fracture
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, операциям гидравлического разрыва (гидроразрыва) пласта, в частности к моделированию трещин гидроразрыва пласта относительно горизонтального ствола скважины. Изобретение может быть использовано при моделировании разработки коллекторов нефти и газа горизонтальными скважинами с одностадийным гидроразрывом пласта (ГРП) и многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП).The invention relates to the oil and gas production area, operations of hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) of the formation, in particular to the modeling of hydraulic fracturing of the formation relative to the horizontal wellbore. The invention can be used to simulate the development of oil and gas reservoirs by horizontal wells with single-stage hydraulic fracturing (HF) and multi-stage hydraulic fracturing (MHF).
Гидроразрыв пласта представляет собой процесс, при котором флюид (нефть или газ) под высоким давлением нагнетают в пласт для образования и/или удлинения трещин, которые проникают в пласт, что обеспечивает возможность дополнительного стока нефти или газа к скважине. В результате ГРП повышается дебит добывающих скважин или приёмистость нагнетательных скважин. Корректное моделирование трещин ГРП является крайне важным, так как повышается качество планирования разработки месторождений нефти и газа.Hydraulic fracturing is a process in which a fluid (oil or gas) is injected at high pressure into the formation to form and / or lengthen fractures that penetrate the formation, allowing additional flow of oil or gas to the well. As a result of hydraulic fracturing, the production rate of production wells or the injectivity of injection wells increases. Correct modeling of hydraulic fractures is extremely important, as the quality of planning the development of oil and gas fields improves.
Известен способ моделирования эффектов ГРП на полномасштабных моделях при помощи метода создания дополнительных соединений (Шахов Д.С., Ярышев М.Г. Моделирование эффектов ГРП на полномасштабных моделях при помощи метода создания дополнительных соединений//Бурение и нефть. – 2014 - №12.), согласно которому задают геометрию трещины, находят ячейки модели, вскрываемые плоскостью трещины, в которых создают дополнительные соединения. В каждой из вскрытых ячеек рассчитывают коэффициент соединения, для определения которого определяют значение безразмерного коэффициента продуктивности для скважины с заданными параметрами трещины ГРП. Далее выполняют переход от безразмерного коэффициента продуктивности для всей скважины с ГРП к коэффициентам соединения отдельных ячеек, затем моделируют трещину ГРП.A known method for modeling the effects of hydraulic fracturing on full-scale models using the method of creating additional connections (Shakhov D.S., Yaryshev M.G. Modeling the effects of hydraulic fracturing on full-scale models using the method of creating additional connections // Drilling and oil. - 2014 - No. 12. ), according to which the geometry of the crack is set, the cells of the model, opened by the plane of the crack, are found, in which additional joints are created. In each of the opened cells, the connection coefficient is calculated, for the determination of which the value of the dimensionless productivity factor for the well with the given parameters of the hydraulic fracture is determined. Next, a transition is made from the dimensionless productivity index for the entire well with hydraulic fracturing to the connection coefficients of individual cells, then the hydraulic fracture is simulated.
Общими признаками известного способа с заявленным способом является определение ячеек, по которым проходит трещина ГРП и моделирование трещины ГРП. Однако, в данном способе не осуществляется определение отрицательного скин-фактора для каждой модели вертикальной скважины, находящейся в ячейки. Недостатком способа является невысокая точность моделирования трещины ГРП.The common features of the known method with the claimed method are the determination of the cells along which the hydraulic fracture passes and the modeling of the hydraulic fracture. However, this method does not carry out the determination of the negative skin factor for each vertical well model located in the cell. The disadvantage of this method is the low accuracy of modeling hydraulic fractures.
Известен способ и система моделирования гидравлического разрыва на основе анализа скин-фактора для вертикальной скважины (заявка на изобретение США US 2017/0218729 A1). Согласно способу возможность осуществления гидравлического разрыва пласта можно оценить, проанализировав скин-фактор вертикальной скважины. Рассматриваются две трёхмерные модели: базовый случай без трещин и комплексный случай с трещинами. Базовый случай моделируется изменением проницаемости матрицы, в то время как случай с трещинами моделируется с разными наборами изменяющихся длин, ширины и проницаемости трещин и проницаемости матрицы. Два случая анализируются и определяется скин-фактор. Обобщенную корреляцию для определения скин-фактора получают путем применения метода многомерной регрессии к полученным скин-факторам и их соответствующим переменным.The known method and system for modeling hydraulic fracturing based on the analysis of the skin factor for a vertical well (patent application US US 2017/0218729 A1). According to the method, the feasibility of hydraulic fracturing can be assessed by analyzing the skin factor of a vertical well. Two 3D models are considered: the base case without cracks and the complex case with cracks. The base case is modeled by changing the matrix permeability, while the fractured case is modeled with different sets of varying fracture lengths, widths and permeabilities and matrix permeabilities. Two cases are analyzed and the skin factor is determined. The generalized skin correlation is obtained by applying multivariate regression to the resulting skin factors and their corresponding variables.
Способ включает в себя моделирование первого участка, содержащего пласт без трещин, определение параметров пласта, затем вычисляют первый индекс продуктивности для первого набора точек данных; моделирование второй модели пласта, который включает в себя трещину, вычисление второго индекса продуктивности второй модели для второго набора точек данных; вычисление скин-фактора на основе вычислений первого и второго наборов точек данных, выполнение регрессионного анализа с использованием подмножества второго набора точек данных для получения скин-фактора.The method includes modeling a first section containing a non-fractured formation, determining formation parameters, then calculating a first productivity index for a first set of data points; modeling a second reservoir model that includes a fracture, calculating a second productivity index of the second model for the second set of data points; calculating the skin factor based on the calculations of the first and second datasets; performing regression analysis using a subset of the second dataset to obtain the skin factor.
Вариант осуществления данного способа подразумевается в считываемом компьютере носителе, содержащем программу, которая содержит команды по выполнению вышеописанного способа.An embodiment of this method is implied in a computer-readable medium containing a program that contains instructions for performing the above-described method.
Общими признаками изобретения по заявке на изобретение США №US 2017/0218729 A1 с предлагаемым изобретением является расчет скин-фактора, моделирование трещины ГРП. Недостатком способа является длительное моделирование трещины ГРП, за счет моделирования трещин в ячейках с малой размерностью.The general features of the invention according to the application for the invention of the USA No. US 2017/0218729 A1 with the proposed invention is the calculation of the skin factor, modeling of the hydraulic fracture. The disadvantage of this method is the long-term simulation of hydraulic fractures, due to the simulation of cracks in cells with a small dimension.
В заявленном техническом решении рассматривается моделирование как конечной, так и бесконечной проводимости трещины гидроразрыва пласта продольного и поперечного расположения относительно горизонтального ствола скважины с учетом схождения (конвергенции) линий тока при их схождении в самой трещине, а также определение инерциальных потерь давления для газовой фазы (газового типа флюида). То есть рассмотрены всевозможные варианты ГРП в зависимости от типа флюида (нефть или газ), типа проводимости трещины ГРП (бесконечная или конечная), а также расположение трещины относительно горизонтального ствола скважины (вдоль или поперек).The claimed technical solution considers modeling of both finite and infinite conductivity of a hydraulic fracturing fracture of a longitudinal and transverse location relative to a horizontal wellbore, taking into account the convergence (convergence) of streamlines when they converge in the fracture itself, as well as determination of inertial pressure losses for the gas phase (gas type of fluid). That is, all possible hydraulic fracturing options were considered, depending on the type of fluid (oil or gas), the type of fracture conductivity (infinite or finite), as well as the location of the fracture relative to the horizontal wellbore (along or across).
Технической проблемой предлагаемого изобретения является совершенствование моделирования эффекта применения одностадийного и многостадийного ГРП при разработке коллекторов нефти и газа горизонтальными скважинами с гидроразрывом пласта.The technical problem of the proposed invention is to improve the modeling of the effect of using single-stage and multi-stage hydraulic fracturing in the development of oil and gas reservoirs by horizontal wells with hydraulic fracturing.
Технический результат – повышение точности моделирования эффекта применения одностадийного и многостадийного гидроразрыва пласта (трещина ГРП) при разработке коллекторов нефти и газа горизонтальными скважинами с гидроразрывом пласта, уменьшение времени моделирования трещины ГРП, а также универсальность применения способа для моделирования трещин ГРП различного типа проводимости (например, конечный/бесконечный), трещин ГРП, которые могут иметь разное расположение относительно горизонтального ствола скважины (например, поперек/ вдоль), также для скважин с различными типами флюида скважины (газ и нефть).The technical result is an increase in the accuracy of modeling the effect of using one-stage and multi-stage hydraulic fracturing (hydraulic fracture) in the development of oil and gas reservoirs with horizontal wells with hydraulic fracturing, reducing the time for modeling hydraulic fractures, as well as the versatility of the method for modeling hydraulic fractures of various conductivity types (for example, finite / infinite), hydraulic fractures that can have different positions relative to the horizontal wellbore (for example, across / along), also for wells with different types of well fluid (gas and oil).
Технический результат достигается за счет того, что способ моделированияThe technical result is achieved due to the fact that the modeling method
трещин гидроразрыва пласта включает следующие этапы выполнения:hydraulic fracturing of the formation includes the following stages of execution:
- получают значение длины трещины гидроразрыва пласта (ГРП), пересекающей горизонтальную скважину, и данные о расположении этой трещины (формируют траекторию трещины ГРП); - get the value of the length of the hydraulic fracture (HF) crossing the horizontal well, and data on the location of this fracture (form the trajectory of the hydraulic fracture);
- строят гидродинамическую модель (ГДМ) пласта с использованием ячеек заданной геометрии;- build a hydrodynamic model (HDM) of the formation using cells of a given geometry;
- определяют ячейки гидродинамической модели пласта, по которым проходит траектория трещины ГРП;- determine the cells of the reservoir hydrodynamic model, along which the trajectory of the hydraulic fracture passes;
- определяют длины участков (отрезков) трещины ГРП в ячейках гидродинамической модели пласта;- determine the lengths of the sections (segments) of the hydraulic fracture in the cells of the reservoir hydrodynamic model;
- в каждой ячейке гидродинамической модели пласта, по которой проходит траектория трещины ГРП, располагают модель вертикальной скважины, выполненную с возможностью симуляции трещины гидроразрыва пласта;- in each cell of the hydrodynamic model of the formation, along which the trajectory of the hydraulic fracture passes, there is a model of a vertical well, made with the possibility of simulating a hydraulic fracture of the formation;
- для каждой модели вертикальной скважины, которые расположены в ячейках гидродинамической модели пласта, рассчитывают отрицательный скин-фактор (S) по геометрии ячеек и длинам участков трещины ГРП в соответствующих ячейках;- for each vertical well model, which are located in the cells of the reservoir hydrodynamic model, calculate the negative skin factor (S) based on the geometry of the cells and the lengths of the hydraulic fracture sections in the corresponding cells;
- моделируют трещину ГРП с использованием моделей вертикальных скважин с учетом отрицательного скин-фактора (S).- modeling a hydraulic fracture using vertical well models taking into account the negative skin factor (S).
Таким образом, технический результат достигается за счет того, что моделирование трещины ГРП проводят с помощью моделей вертикальных скважин с отрицательным скин-фактором в каждой пересекаемой трещиной ячейке гидродинамической модели. При моделировании трещины ГРП в гидродинамической модели предлагаемым способом непосредственно трещина не моделируется, а используются мнимые модели вертикальных скважин с отрицательным скин-фактором, рассчитанным на основе параметров трещины, для ячеек гидродинамической модели, которые пересекает траектория трещины ГРП. В результате получают симуляцию работы трещины ГРП (моделирование притока) в ячейках гидродинамической модели. При явном (прямом) моделировании самой трещины ГРП, ячейки, в которые попала трещина ГРП, будут иметь дополнительно ячейки маленькой размерности (толщиной в несколько миллиметров), отвечающие пространству трещины ГРП и имеющие маленький объем. Соответственно, чем меньше размерность ячеек, тем больше потребуется расчетных шагов и времени для моделирования. При моделировании трещины ГРП с использованием моделей вертикальных скважин, ячейки, которые пересекла трещина ГРП, будут иметь большую размерность (большой объем). Это позволяет существенно сэкономить время как на подготовку данных для гидродинамического моделирования, так и на проведение непосредственных гидродинамических расчетов ввиду исключения из модели ячеек очень низкой размерности.Thus, the technical result is achieved due to the fact that the modeling of the hydraulic fracture is carried out using models of vertical wells with a negative skin factor in each cell of the hydrodynamic model intersected by the fracture. When modeling a hydraulic fracture in the hydrodynamic model, the proposed method does not directly simulate the fracture, but uses imaginary models of vertical wells with a negative skin factor calculated on the basis of the fracture parameters for the cells of the hydrodynamic model that intersect the trajectory of the hydraulic fracture. The result is a simulation of the hydraulic fracture (inflow simulation) in the cells of the hydrodynamic model. With explicit (direct) modeling of the hydraulic fracture itself, the cells into which the hydraulic fracture has entered will additionally have cells of small dimension (several millimeters thick) corresponding to the space of the hydraulic fracture and having a small volume. Accordingly, the smaller the dimension of the cells, the more calculation steps and time will be required for modeling. When modeling a hydraulic fracture using vertical well models, the cells that are crossed by the hydraulic fracture will have a large dimension (large volume). This allows you to significantly save time both for preparing data for hydrodynamic modeling and for performing direct hydrodynamic calculations due to the exclusion of very low-dimensional cells from the model.
Учет конвергенции линий тока, например в случае конечной проводимости трещины ГРП, позволяет учитывать дополнительные потери давления, что позволяет проводить более точное гидродинамическое моделирование трещины ГРП.Taking into account the convergence of streamlines, for example, in the case of finite conductivity of a hydraulic fracture, allows one to take into account additional pressure losses, which allows more accurate hydrodynamic modeling of a hydraulic fracture.
Модель вертикальной скважины или мнимая (псевдо) вертикальная скважина в ячейке гидродинамической модели – это модель вертикальной скважины, которая используется для симуляции работы трещины гидроразрыва пласта в ячейке гидродинамической модели пласта. Модель вертикальной скважины с произвольным радиусом (как правило используется 0,1 метр (аналог реальной скважины)) располагают в центре ячейке гидродинамической модели. При расчете отрицательного скин-фактора используют произвольный радиус мнимой вертикальной скважины, а также используют параметры ячейки гидродинамической модели, в которой расположена мнимая вертикальная скважина. Отрицательный скин-фактор, рассчитанный для мнимой вертикальной скважины в ячейке гидродинамической модели, позволяет достичь такую же продуктивность (точность), как у траектории трещины ГРП, находящейся в данной ячейки.A vertical well model or an imaginary (pseudo) vertical well in a hydrodynamic model cell is a vertical well model that is used to simulate the operation of a hydraulic fracture in a hydrodynamic reservoir cell. A model of a vertical well with an arbitrary radius (as a rule, 0.1 meter is used (analogous to a real well)) is placed in the center of the cell of the hydrodynamic model. When calculating the negative skin factor, an arbitrary radius of the imaginary vertical well is used, and the parameters of the cell of the hydrodynamic model, in which the imaginary vertical well is located, are also used. A negative skin factor calculated for an imaginary vertical well in a hydrodynamic model cell allows achieving the same productivity (accuracy) as the trajectory of a hydraulic fracture located in this cell.
Траекторию трещины ГРП могут отражать в виде плоскости в гидродинамической модели пласта (или линия в двумерном изображении), которая отражает длину и расположение трещины ГРП. Также траекторию трещины ГРП могут не отражать в гидродинамической модели пласта, однако ее траекторию (расположение и дину) учитывают для дальнейшего моделирования. То есть траектория трещины ГРП, в независимости от того отражена она в гидродинамической модели пласта или нет, дает информацию о расположении трещины в ячейках гидродинамической модели (сколько ячеек пересекла траектория трещины ГРП, как траектория трещины ГРП пересекла каждую ячейку (целую ячейку или ее часть)).The trajectory of a hydraulic fracture can be reflected as a plane in the reservoir simulation model (or a line in a two-dimensional image), which reflects the length and location of the hydraulic fracture. Also, the trajectory of the hydraulic fracture may not be reflected in the reservoir simulation model, but its trajectory (location and length) is taken into account for further modeling. That is, the trajectory of the hydraulic fracture, regardless of whether it is reflected in the reservoir simulation model or not, provides information about the location of the fracture in the cells of the hydrodynamic model (how many cells crossed the trajectory of the hydraulic fracture, how the trajectory of the hydraulic fracture crossed each cell (a whole cell or part of it) ).
Данный способ универсален для всевозможных вариантов ГРП в зависимости от типа флюида (нефть или газ), типа проводимости трещины ГРП (бесконечная или конечная), а также расположение трещины относительно горизонтального ствола скважины (вдоль или поперек).This method is universal for all kinds of hydraulic fracturing, depending on the type of fluid (oil or gas), the type of fracture conductivity (infinite or finite), as well as the location of the fracture relative to the horizontal wellbore (along or across).
Также технический результат достигается за счет того, что система моделирования трещин гидроразрыва пласта содержит по меньшей мере один процессор, который выполняет следующие этапы: Also, the technical result is achieved due to the fact that the system for modeling hydraulic fractures of the formation contains at least one processor that performs the following steps:
- получает значение длины трещины гидроразрыва пласта (ГРП), пересекающей горизонтальную скважину, и данные о расположении этой трещины (формируется траекторию трещины ГРП);- obtains the value of the length of the hydraulic fracture (HF) crossing the horizontal well, and data on the location of this fracture (the trajectory of the hydraulic fracture is formed);
- строит гидродинамическую модель пласта с использованием ячеек заданной геометрии;- builds a hydrodynamic model of the reservoir using cells of a given geometry;
- определяет ячейки гидродинамической модели пласта, по которым проходит траектория трещины ГРП;- determines the cells of the reservoir hydrodynamic model, along which the trajectory of the hydraulic fracture passes;
- определяет длины участков (отрезков) трещины ГРП в ячейках гидродинамической модели пласта;- determines the lengths of the sections (segments) of the hydraulic fracture in the cells of the reservoir hydrodynamic model;
- в каждой ячейке гидродинамической модели пласта, по которой проходит траектория трещины ГРП, располагает модель вертикальной скважины, выполненную с возможностью симуляции трещины гидроразрыва пласта;- in each cell of the hydrodynamic model of the formation, along which the trajectory of the hydraulic fracture passes, there is a model of a vertical well made with the possibility of simulating a hydraulic fracture of the formation;
- для каждой модели вертикальной скважины, которые расположены в ячейках гидродинамической модели пласта, рассчитывает отрицательный скин-фактор (S) по геометрии ячеек и длинам участков трещины ГРП в соответствующих ячейках;- for each vertical well model, which are located in the cells of the reservoir hydrodynamic model, calculates the negative skin factor (S) based on the geometry of the cells and the lengths of the hydraulic fracture sections in the corresponding cells;
- моделирует трещину ГРП с использованием моделей вертикальных скважин с учетом отрицательного скин-фактора (S).- simulates a hydraulic fracture using vertical well models taking into account the negative skin factor (S).
Также технический результат достигается за счет того, что машиночитаемый носитель содержит компьютерную программу, при исполнении которой на компьютере процессор выполняет следующие операции:Also, the technical result is achieved due to the fact that the computer-readable medium contains a computer program, when executed on a computer, the processor performs the following operations:
- получение значения длины трещины гидроразрыва пласта (ГРП), пересекающей горизонтальную скважину, и данных о расположении этой трещины (формируется траектория трещины ГРП);- obtaining the value of the length of the hydraulic fracture (HF) crossing the horizontal well, and data on the location of this fracture (the trajectory of the hydraulic fracture is formed);
- построение гидродинамической модели пласта с использованием ячеек заданной геометрии;- building a hydrodynamic model of the reservoir using cells of a given geometry;
- определение ячеек гидродинамической модели пласта, по которым проходит траектория трещины ГРП;- determination of the cells of the reservoir hydrodynamic model, along which the trajectory of the hydraulic fracture passes;
- определение длины участков (отрезков) трещины ГРП в ячейках гидродинамической модели пласта;- determination of the length of the sections (segments) of the hydraulic fracture in the cells of the reservoir hydrodynamic model;
- расположение модели вертикальной скважины, выполненной с возможностью симуляции трещины гидроразрыва пласта, в каждой ячейке гидродинамической модели пласта, по которой проходит траектория трещины ГРП;- location of the vertical well model, made with the possibility of simulating a hydraulic fracture, in each cell of the hydrodynamic model of the formation, along which the trajectory of the hydraulic fracture passes;
- расчёт отрицательного скин-фактор (S) по геометрии ячеек и длинам участков трещины ГРП в соответствующих ячейках для каждой модели вертикальной скважины, которые расположены в ячейках гидродинамической модели пласта;- calculation of the negative skin factor (S) based on the geometry of the cells and the lengths of the hydraulic fracture sections in the corresponding cells for each vertical well model, which are located in the cells of the reservoir hydrodynamic model;
- моделирование трещины ГРП с использованием моделей вертикальных скважин с учетом отрицательного скин-фактора (S).- modeling of a hydraulic fracture using vertical well models, taking into account the negative skin factor (S).
Также технический результат может достигаться за счет того, что способ моделирования трещин гидроразрыва пласта для случая расположения трещины поперек ствола добывающей горизонтальной скважины и конечного типа проводимости трещины, при котором:Also, the technical result can be achieved due to the fact that the method for modeling hydraulic fracturing of a formation for the case of the location of the fracture across the wellbore of the producing horizontal well and the final type of fracture conductivity, in which:
- получают значение длины трещины гидроразрыва пласта (ГРП), пересекающей горизонтальную скважину, и данные о расположении этой трещины (формируют траекторию трещины ГРП);- get the value of the length of the hydraulic fracture (HF) crossing the horizontal well, and data on the location of this fracture (form the trajectory of the hydraulic fracture);
- строят гидродинамическую модель пласта с использованием ячеек заданной геометрии;- build a hydrodynamic model of the formation using cells of a given geometry;
- определяют ячейки гидродинамической модели пласта, по которым проходит траектория трещины ГРП;- determine the cells of the reservoir hydrodynamic model, along which the trajectory of the hydraulic fracture passes;
- определяют длины участков (отрезков) трещины ГРП в ячейках гидродинамической модели пласта;- determine the lengths of the sections (segments) of the hydraulic fracture in the cells of the reservoir hydrodynamic model;
- в каждой ячейке гидродинамической модели пласта, по которой проходит траектория трещины ГРП, располагают модель вертикальной скважины, выполненную с возможностью симуляции трещины гидроразрыва пласта;- in each cell of the hydrodynamic model of the formation, along which the trajectory of the hydraulic fracture passes, there is a model of a vertical well, made with the possibility of simulating a hydraulic fracture of the formation;
- для каждой модели вертикальной скважины, которые расположены в ячейках гидродинамической модели пласта, рассчитывают отрицательный скин-фактор (S) по геометрии ячеек и длинам участков трещины ГРП в соответствующих ячейках;- for each vertical well model, which are located in the cells of the reservoir hydrodynamic model, calculate the negative skin factor (S) based on the geometry of the cells and the lengths of the hydraulic fracture sections in the corresponding cells;
- определяют эффективную безразмерную проводимость трещины ГРП с учетом схождения (конвергенции) линий тока в трещине;- determine the effective dimensionless conductivity of the hydraulic fracture taking into account the convergence (convergence) of streamlines in the fracture;
- моделируют трещину ГРП с использованием моделей вертикальных скважин с учетом отрицательного скин-фактора (S).- modeling a hydraulic fracture using vertical well models taking into account the negative skin factor (S).
Также технический результат может достигаться за счет того, что система и машиночитаемый носитель моделирования трещин гидроразрыва пласта для случая расположения трещины поперек ствола добывающей горизонтальной скважины и конечного типа проводимости трещины, которые содержат этапы аналогично способу, описанному выше.Also, the technical result can be achieved due to the fact that the system and the computer-readable medium for modeling hydraulic fractures of the formation for the case of the location of the fracture across the wellbore of the producing horizontal well and the final type of fracture conductivity, which contain steps similar to the method described above.
В одном из вариантов реализации после расчёта отрицательного скин-фактора (S) для каждой модели вертикальной скважины дополнительно могут рассчитать минимальный отрицательный скин-фактор (MinS), и затем моделируют трещину ГРП с использованием моделей вертикальных скважин с учетом отрицательного скин-фактора (S), при этом если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS, и при моделировании трещины ГРП дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности горизонтальной скважины.In one of the implementation options, after calculating the negative skin factor (S) for each vertical well model, the minimum negative skin factor (MinS) can be additionally calculated, and then the hydraulic fracture is simulated using vertical well models taking into account the negative skin factor (S) , in this case, if the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS, and when modeling a hydraulic fracture, the horizontal well productivity factor is additionally taken into account.
В одном из вариантов реализации, а именно для случая газового типа флюида скважины дополнительно могут определить D-фактор (динамический скин-фактор), который учитывают при моделировании трещины ГРП. Ввиду того, что D-фактор влияет на значение дебита скважины, который в свою очередь определяет скорость движения фильтрующейся газовой фазы в трещине ГРП, используемой для вычисления D-фактора, то для его вычисления используют итеративный подход.In one of the embodiments, namely for the case of the gas type of the well fluid, the D-factor (dynamic skin factor) can be additionally determined, which is taken into account when modeling the hydraulic fracture. Due to the fact that the D-factor affects the value of the well flow rate, which in turn determines the rate of movement of the filtering gas phase in the hydraulic fracture used to calculate the D-factor, an iterative approach is used to calculate it.
Расчет D-фактора позволяет учесть инерциальные потери давления в трещине ГРП при движении газовой фазы на высоких скоростях в трещине, что также влияет на точность моделирования трещины ГРП.Calculation of the D-factor makes it possible to take into account the inertial pressure loss in the hydraulic fracture when the gas phase moves at high velocities in the fracture, which also affects the accuracy of modeling the hydraulic fracture.
В варианте реализации в случае бесконечного типа проводимости трещины ГРП для каждой модели вертикальной скважины, которые расположены в ячейках гидродинамической модели пласта, могут рассчитать отрицательный скин-фактор (S) по формуле:In the embodiment, in the case of an infinite type of hydraulic fracture conductivity, for each vertical well model, which are located in the cells of the reservoir hydrodynamic model, the negative skin factor (S) can be calculated using the formula:
В варианте реализации в случае конечного типа проводимости трещины ГРП для каждой модели вертикальной скважины, которые расположены в ячейках гидродинамической модели пласта, могут рассчитать отрицательный скин-фактор (S) по формуле:In the embodiment, in the case of a finite type of hydraulic fracture conductivity for each vertical well model, which are located in the cells of the reservoir hydrodynamic model, the negative skin factor (S) can be calculated using the formula:
f(a) – зависимость эффективного радиуса модели вертикальной скважины для каждой ячейки от относительного емкостного параметра. Зависимость эффективного безразмерного радиуса скважины f(a) от относительного емкостного параметра определяют по графику, приведенному на фиг. 11 в статье «Effect of Vertical Fractures jn Reservoir Behavior – Incompressible Fluid Case» (Влияние вертикальных трещин на поведение коллектора - случай несжимаемой жидкости) (https://www.onepetro.org/download/journal-paper/SPE-1575-G?id=journal-paper%2FSPE-1575-G, fig. 11). f (a) is the dependence of the effective radius of the vertical well model for each cell on the relative capacitive parameter. The dependence of the effective dimensionless well radius f (a) on the relative capacitive parameter is determined according to the graph shown in Fig. 11 in Effect of Vertical Fractures jn Reservoir Behavior - Incompressible Fluid Case (https://www.onepetro.org/download/journal-paper/SPE-1575-G ? id = journal-paper% 2FSPE-1575-G, fig. 11).
Дополнительно могут определить относительный емкостной параметр по формуле Additionally, they can determine the relative capacitive parameter by the formula
Дополнительно могут определить относительный емкостной параметр по формуле:Additionally, they can determine the relative capacitive parameter by the formula:
Безразмерную проводимость трещины ГРП могут определить по формуле:Dimensionless conductivity of hydraulic fracture can be determined by the formula:
В одном из вариантов реализации, а именно в случае прохождения траектории трещины ГРП поперек ствола горизонтальной скважины и конечного типа проводимости трещины ГРП дополнительно могут определить эффективную безразмерную проводимость трещины ГРП 
Эффективную безразмерную проводимость трещины ГРП с учетом схождения (конвергенции) линий тока в трещине ГРП могут определить по формуле:The effective dimensionless conductivity of a hydraulic fracture, taking into account the convergence (convergence) of streamlines in a hydraulic fracture, can be determined by the formula:
То есть в одном из вариантов реализации, а именно в случае прохождения траектории трещины ГРП поперек ствола горизонтальной скважины и конечного типа проводимости трещины определяют эффективную безразмерную проводимость трещины ГРП с учетом схождения (конвергенции) линий тока в трещине, например, по формуле 
D-фактор (динамический скин-фактор) для газового типа флюида горизонтальной скважины могут определить по формуле:The D-factor (dynamic skin factor) for the gas type of horizontal well fluid can be determined by the formula:
Проницаемость трещины ГРП с учетом инерциальных потерь могут определить по формуле:The permeability of the hydraulic fracture, taking into account inertial losses, can be determined by the formula:
Re – число Рейнольдса. Re is the Reynolds number.
Число Рейнольдса могут определить по формуле:The Reynolds number can be determined by the formula:
B – объемный коэффициент газа 
В одном из реализации способа, скорость фильтрации газа в трещине ГРП, траектория которой проходит поперек ствола горизонтальной скважины, могут определить по формуле:In one implementation of the method, the rate of gas filtration in a hydraulic fracture, the trajectory of which runs across the horizontal wellbore, can be determined by the formula:
B – объемный коэффициент газа
Коэффициент снижения продуктивности скважины могут определить с использованием значений отношения длины траектории трещины ГРП к ее высоте (фиг.6). График, учитывающий конвергенцию линий тока, был получен путем многократного гидродинамического моделирования и построен в безразмерных координатах. По оси «x» - отношение длины трещины ГРП к ее высоте в пласте, по оси «y» - коэффициент снижения продуктивности скважины, который учитывает конвергенцию линий тока. Значения линий графика соответствуют отношению высоте трещины ГРП в пласте к радиусу горизонтальной скважины, в которую осуществляется движение флюида (нефти, газа) трещины. Учет конвергенции линий тока в трещине ГРП повышает точность гидродинамического моделирования при поперечном расположении трещин горизонтальному стволу скважин.The reduction factor of the well productivity can be determined using the values of the ratio of the length of the hydraulic fracture trajectory to its height (Fig. 6). The graph, taking into account the convergence of streamlines, was obtained by multiple hydrodynamic simulations and plotted in dimensionless coordinates. The x-axis is the ratio of the hydraulic fracture length to its height in the formation, the y-axis is the well productivity reduction factor, which takes into account the convergence of streamlines. The values of the graph lines correspond to the ratio of the height of the hydraulic fracture in the formation to the radius of the horizontal well, into which the fluid (oil, gas) of the fracture moves. Taking into account the convergence of streamlines in a hydraulic fracture increases the accuracy of hydrodynamic modeling with a transverse location of fractures in a horizontal wellbore.
В одном из реализации способа, скорость фильтрации газа в трещине ГРП, траектория которой проходит вдоль ствола газовой горизонтальной скважины, могут определить по формуле: In one implementation of the method, the rate of gas filtration in a hydraulic fracture, the trajectory of which runs along the bore of a horizontal gas well, can be determined by the formula:
B – объемный коэффициент газа
В одном из реализации способа дебит газа могут определить по формуле:In one of the implementation of the method, the gas flow rate can be determined by the formula:
В одном из вариантов реализации дополнительно могут пересчитать дебит газа до тех пор, пока значение дебита газа на предыдущем шаге пересчета не будет отличаться от дебита газа на последнем шаге пересчета менее, чем на 1%, при этом дебит газа пересчитывают по формуле:In one of the embodiments, the gas flow rate can be additionally recalculated until the gas flow rate at the previous recalculation step differs from the gas flow rate at the last recalculation step by less than 1%, while the gas flow rate is recalculated using the formula:
DQapp=Sин – скин-фактор за счет инерциальных потерь движения газа в трещине ГРП, DQapp = S in - skin factor due to inertial losses of gas movement in the hydraulic fracture,
при этом по каждому полученному значению дебита газа пересчитывают D-фактор, последнее значение которого учитывают при моделировании трещины ГРП. То есть по полученным значениям дебита газа по формуле:in this case, for each obtained value of the gas flow rate, the D-factor is recalculated, the last value of which is taken into account when modeling a hydraulic fracture. That is, according to the obtained gas flow rate values according to the formula:
и D-фактора по формуле:and D-factor by the formula:
Минимальный отрицательный скин-фактор (MinS) могут определить по формуле:The minimum negative skin factor (MinS) can be determined by the formula:
Радиус Писмана могут определить по формуле:The Pisman radius can be determined by the formula:
ΔX 
ΔY 
Множитель коэффициента продуктивности горизонтальной скважины могут определить по формуле:The multiplier of the productivity index of a horizontal well can be determined by the formula:
Кмнож прод. = (
Сущность предлагаемого изобретения поясняется фигурами:The essence of the invention is illustrated by the figures:
Фиг. 1 – схема расположения траектории продольной трещины ГРП относительно горизонтальной скважины;FIG. 1 is a diagram of the location of the trajectory of a longitudinal hydraulic fracture relative to a horizontal well;
Фиг. 2 - схема расположения траектории поперечной трещины ГРП относительно горизонтальной скважины;FIG. 2 is a diagram of the location of the trajectory of a transverse hydraulic fracture relative to a horizontal well;
Фиг. 3 – схема траектории трещины ГРП, пересекающая несколько ячеек гидродинамической модели;FIG. 3 is a diagram of the hydraulic fracture trajectory crossing several cells of the hydrodynamic model;
Фиг. 4 – схема конвергенции линий тока в поперечной трещине ГРП;FIG. 4 is a diagram of the convergence of streamlines in a transverse hydraulic fracture;
Фиг. 5 – график определения относительного емкостного параметра;FIG. 5 is a graph for determining the relative capacitive parameter;
Фиг. 6 – график определения коэффициента учета конвергенции линии тока;FIG. 6 - graph for determining the coefficient of accounting for the convergence of the streamline;
Фиг. 7 – график определения 
На фиг. 1-4 приняты следующие обозначения:FIG. 1-4, the following designations are adopted:
1 – горизонтальная добывающая/нагнетательная скважина;1 - horizontal production / injection well;
2 – траектория трещины ГРП;2 - trajectory of hydraulic fracture;
3 – ячейки гидродинамической модели;3 - cells of the hydrodynamic model;
4 – модели (мнимые) вертикальные скважины;4 - models of (imaginary) vertical wells;
5 – конвергенция линий тока;5 - convergence of streamlines;
6 – зависимость эффективного радиуса модели вертикальной скважины для каждой ячейки от относительного емкостного параметра;6 - dependence of the effective radius of the vertical well model for each cell on the relative capacitive parameter;
7, 8, 9, 10, 11 – зависимости коэффициента снижения продуктивности скважины за счет конвергенции (схождения) линий тока (значения отношения высоты трещины ГРП в пласте к радиусу горизонтальной скважины, равные 800, 400, 200, 100 и 50, соответственно);7, 8, 9, 10, 11 - dependences of the well productivity reduction factor due to convergence (convergence) of streamlines (values of the ratio of the height of the hydraulic fracture in the reservoir to the radius of the horizontal well, equal to 800, 400, 200, 100 and 50, respectively);
12 – зависимость функции проницаемости трещины ГРП.12 - dependence of the hydraulic fracture permeability function.
Заявленный способ реализуется следующим образом.The claimed method is implemented as follows.
Получают значение длины трещины гидроразрыва пласта (ГРП) 2, пересекающей горизонтальную скважину 1, и данные о расположении этой трещины 2 (траектория трещины ГРП). Далее строят гидродинамическую модель пласта с использованием ячеек 3 заданной геометрией. Ячейки 3 имеют объемную геометрию. После чего определяют ячейки 3 гидродинамической модели пласта, по которым проходит траектория трещины ГРП 2 и определяют длины участков трещины ГРП 2 в ячейках 3 гидродинамической модели пласта. В каждой ячейке 3 гидродинамической модели пласта, по которой проходит траектория трещины ГРП 2, располагают модель вертикальной скважины 4, выполненную с возможностью симуляции трещины ГРП 2. Для каждой модели вертикальной скважины 4, которые расположены в ячейках 3 гидродинамической модели пласта, рассчитывают отрицательный скин-фактор (S) по геометрии ячеек 3 и длинам участков трещины ГРП 2 в соответствующих ячейках 3. В результате моделируют трещину ГРП 2 с использованием моделей вертикальных скважин 4 с учетом отрицательного скин-фактора (S). Моделирование трещины ГРП предлагаемым способ возможно в любом гидродинамическом симуляторе (программном комплексе, предназначенным, в том числе, для построения геологический моделей).The value of the length of the hydraulic fracture of the formation (HF) 2, crossing the
На фиг. 1 показано расположение трещины ГРП (траектория трещины ГРП) 2 вдоль горизонтальной скважины 1. Траектория трещины ГРП 2 пересекает три ячейки гидродинамической модели 3, и для моделирования используют три мнимые вертикальными скважинами 4 с отрицательными скин-факторами.FIG. 1 shows the location of the hydraulic fracture (the trajectory of the hydraulic fracture) 2 along the
На фиг. 2 показано расположение трещины ГРП (траектория трещины ГРП) 2 поперек горизонтальной скважины 1. Траектория трещины ГРП 2 пересекает три ячейки гидродинамической модели 3, и для моделирования используют три мнимые вертикальные скважины 4 с отрицательными скин-факторами с учетом конвергенции (схождения) линий тока.FIG. 2 shows the location of the hydraulic fracture (the trajectory of the hydraulic fracture) 2 across the
На фиг. 3 показано, что траектория трещины ГРП 2 пересекает несколько ячеек 3 гидродинамической модели и для каждой ячейки 3 вычисляется длина и полудлина трещины ГРП 2, которая в нее попадает. То есть, длина трещины ГРП 2 (ее траектория) равна 2
На фиг. 4 показано, что в случае поперечной трещины ГРП 2 возникает схождение (конвергенция) линий тока 5 к скважине 1, что приводит к дополнительным потерям давления.FIG. 4 shows that in the case of a transverse
По фиг. 5 можно определить эффективный безразмерный радиус скважины (зависимость 6) в зависимости от относительного емкостного параметра, который учитывает конечную проводимость трещины ГРП. С использованием эффективного безразмерного радиуса скважины возможно определить отрицательный скин-фактор для мнимой вертикальной скважины 4 (модели вертикальной скважины) в каждой пересекаемой трещиной ГРП 2 ячейки 3 гидродинамической модели.Referring to FIG. 5, it is possible to determine the effective dimensionless well radius (dependence 6) depending on the relative capacitive parameter, which takes into account the final conductivity of the hydraulic fracture. Using the effective dimensionless well radius, it is possible to determine the negative skin factor for an imaginary vertical well 4 (vertical well model) in each
По графику на фиг. 6 можно определить коэффициент снижения продуктивности скважины за счет конвергенции (схождения) линий тока. График был получен путем многократного гидродинамического моделирования в диапазоне параметров по данным фактических месторождений, и построен в безразмерных координатах. По оси «x» - отношение длины трещины ГРП к ее высоте в пласте, по оси «y» - коэффициент снижения продуктивности скважины, значения линий графика соответствуют отношению высоте трещины ГРП в пласте к радиусу горизонтальной скважины (зависимости 7, 8, 9, 10, 11), в которую осуществляется движение флюида трещины. На основе данных фактических месторождений отношение высоты трещины ГРП 2 в пласте к радиусу горизонтальной скважины установлено в диапазоне от «50» до «800».As shown in FIG. 6 it is possible to determine the coefficient of well productivity reduction due to convergence (convergence) of streamlines. The plot was obtained by multiple hydrodynamic modeling in a range of parameters from actual field data and plotted in dimensionless coordinates. The x-axis is the ratio of the hydraulic fracture length to its height in the formation, the y-axis is the well productivity reduction factor, the values of the graph lines correspond to the ratio of the hydraulic fracture height in the formation to the radius of the horizontal well (
По фиг. 7 можно определить значение функции проницаемости трещины ГРП – «Tau» (зависимость 12). Данный параметр используется при вычислении числа Рейнольдса при движении флюида в пористой среде проппанта трещины ГРП. Данный график был получен лабораторным путем ((Барри Р.Д., Конвей М.В. Полная модель течения Дарси, Форхгеймера и транс-Форхгеймера в пористых средах // Международное общество инженеров нефтегазовой промышленности SPE, январь, 2004 - фиг. 13).Referring to FIG. 7 it is possible to determine the value of the hydraulic fracture permeability function - "Tau" (dependence 12). This parameter is used when calculating the Reynolds number when the fluid moves in the porous medium of the hydraulic fracture proppant. This graph was obtained in a laboratory way ((Barry R.D., Conway M.V. Complete model of Darcy, Forchheimer and trans-Forchheimer flow in porous media // International Society of Petroleum Engineers SPE, January, 2004 - Fig. 13).
Рассмотрим более подробно реализацию способа.Let's consider in more detail the implementation of the method.
Реализация способа возможна со следующими параметрами: тип флюида горизонтальной добывающей/нагнетательной скважины – жидкость или газ; тип проводимости трещины ГРП - бесконечная или конечная; расположение трещины ГРП относительно ствола горизонтальной добывающей/нагнетательной скважины, например, вдоль или поперек.The implementation of the method is possible with the following parameters: type of horizontal production / injection well fluid - liquid or gas; type of hydraulic fracture conductivity - infinite or finite; location of the hydraulic fracture relative to the horizontal production / injection wellbore, for example, along or across.
1. Рассмотрим реализацию способа со следующими параметрами: тип флюида добывающей/нагнетательной скважины – жидкость, тип проводимости трещины ГРП – бесконечная, расположение трещины ГРП относительно добывающей горизонтальной скважины 1 – вдоль (фиг.1).1. Consider the implementation of the method with the following parameters: the type of fluid of the production / injection well - liquid, the type of fracture conductivity - infinite, the location of the hydraulic fracture relative to the production horizontal well 1 - along (Fig. 1).
Получают значение о длине трещины ГРП (2
Определяют ячейки 3 гидродинамической модели, по которым проходит траектория трещины ГРП 2. Затем определяют длины участков трещины ГРП 2, расположенные в ячейках 3 гидродинамической модели пласта (фиг. 3). Полученные длины принимают за 2
Затем для каждой модели вертикальной скважины 4, которые расположены в ячейках 3 гидродинамической модели пласта, рассчитывают отрицательный скин-фактор (S) по геометрии ячеек 3 и длинам участков трещины ГРП 2 в соответствующих ячейках 3.Then, for each model of
При бесконечной проводимости трещины ГРП 2 отрицательный скин-фактор в случае добывающих/нагнетательных скважин (жидкость или газ) могут определить по формуле:With infinite conductivity of the
Далее могут определить допустимый минимальный скин-фактор. Допустимый минимальный скин-фактор могут определить по формуле 
Радиус Писмана могут определить по формуле 
где ΔX
ΔY
Если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно могут учитывать множитель коэффициента продуктивности скважины.If the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor can be additionally taken into account during modeling.
Дополнительный множитель продуктивности мнимой вертикальной скважины могут определить по формуле:An additional multiplier for the productivity of an imaginary vertical well can be determined by the formula:
Кмнож прод. =(
Затем моделируют трещину гидроразрыва пласта с использованием моделей вертикальных скважин с учетом отрицательного скин-фактора (S). Или если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины, то есть в этом случае для моделирования используют S, равным значению MinS, а также используют множитель коэффициента продуктивности скважины.The hydraulic fracture is then modeled using vertical well models with a negative skin factor (S). Or if the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling, that is, in this case, S is used for modeling, equal to the value of MinS, and the well productivity factor is also used.
2. Рассмотрим реализацию способа со следующими параметрами: тип флюида2. Consider the implementation of the method with the following parameters: type of fluid
добывающей/нагнетательной скважины – жидкость, тип проводимости трещины ГРП 2 – конечная, расположение трещины ГРП 2 относительно добывающей горизонтальной скважины 1 – вдоль (фиг.1).production / injection well - liquid, the type of conductivity of the hydraulic fracture 2 - final, the location of the
Получают значение о длине трещины ГРП (2
Определяют ячейки 3 гидродинамической модели, которые пересекает траектория трещины ГРП 2. Затем определяют длины участков трещины ГРП 2, расположенные в ячейках 3 гидродинамической модели пласта (фиг. 3). Полученные длины принимают за 2
Затем для каждой модели вертикальной скважины 4, которые расположены в ячейках гидродинамической модели пласта, рассчитывают отрицательный скин-фактор (S) по геометрии ячеек 3 и длинам участков трещины ГРП 2 в соответствующих ячейках 3.Then, for each model of
При конечной проводимости трещины 2 расчетный отрицательный скин-фактор для добывающих/нагнетательных скважин (жидкость или газ) могут рассчитать по формуле:With a finite fracture conductivity of 2, the calculated negative skin factor for production / injection wells (liquid or gas) can be calculated using the formula:
f(a) – зависимость эффективного безразмерного радиуса скважины от относительного емкостного параметра, которую могут определить по графику на фиг. 5 (зависимость 6). f (a) is the dependence of the effective dimensionless well radius on the relative capacitive parameter, which can be determined from the graph in FIG. 5 (dependence 6).
Относительный емкостной параметр могут определить по формуле
Безразмерную проводимость трещины гидроразрыва пласта могут определить по формуле 
где 
Далее определяют допустимый минимальный скин-фактор. Допустимый минимальный скин-фактор могут определить по формуле
Радиус Писмана могут определить по формуле
где ΔX 
ΔY 
Если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины.If the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling.
Дополнительный множитель продуктивности мнимой вертикальной скважины могут определить по формуле:An additional multiplier for the productivity of an imaginary vertical well can be determined by the formula:
Кмнож прод. =(
Затем моделируют трещину гидроразрыва пласта с использованием моделей вертикальных скважин с учетом отрицательного скин-фактора (S). Или если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины, то есть в этом случае для моделирования используют S, равным значению MinS, а также используют множитель коэффициента продуктивности скважины.The hydraulic fracture is then modeled using vertical well models with a negative skin factor (S). Or if the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling, that is, in this case, S is used for modeling, equal to the value of MinS, and the well productivity factor is also used.
3. Рассмотрим реализацию способа со следующими параметрами: тип флюида добывающей/нагнетательной скважины – газ, тип проводимости трещины ГРП – бесконечная, расположение трещины ГРП 2 относительно добывающей горизонтальной скважины 1 – вдоль (фиг.1).3. Consider the implementation of the method with the following parameters: the type of production / injection well fluid is gas, the type of fracture conductivity is infinite, the location of the
Получают значение о длине трещины ГРП (2
Определяют ячейки гидродинамической модели, которые пересекает траектория трещины ГРП. Затем определяют длины участков трещины ГРП, расположенные в ячейках гидродинамической модели пласта (фиг. 3). Полученные длины принимают за 2
Затем для каждой модели вертикальной скважины, которые расположены в ячейках гидродинамической модели пласта, рассчитывают отрицательный скин-фактор (S) по геометрии ячеек и длинам участков трещины ГРП в соответствующих ячейках.Then, for each vertical well model, which are located in the cells of the reservoir hydrodynamic model, the negative skin factor (S) is calculated from the cell geometry and the lengths of the hydraulic fracture sections in the corresponding cells.
При бесконечной проводимости трещины расчетный отрицательный скин-фактор для добывающих/нагнетательных скважин (жидкость или газ) могут определить по формуле:With infinite fracture conductivity, the calculated negative skin factor for production / injection wells (liquid or gas) can be determined by the formula:
где
Затем могут определить D-фактор для газовой скважины, который учитывают при моделировании трещины ГРП. D-фактор могут определить по формуле:Then the D-factor for the gas well can be determined, which is taken into account when modeling the hydraulic fracture. The D-factor can be determined by the formula:
гдеWhere
Проницаемость трещины с учетом инерциальных потерь могут определить по формуле:The permeability of the crack, taking into account inertial losses, can be determined by the formula:
где
Re – число Рейнольдса. Re is the Reynolds number.
Число Рейнольдса могут определить по формуле:The Reynolds number can be determined by the formula:
где
B – объемный коэффициент газа (при забойном давлении), B - gas volumetric coefficient (at bottomhole pressure),
Скорость фильтрации газа в трещине ГРП, при ее расположении вдоль ствола газовой скважины, могут определить по формуле:The gas filtration rate in a hydraulic fracture, when it is located along the gas wellbore, can be determined by the formula:
где
B – объемный коэффициент газа (при забойном давлении), B - gas volumetric coefficient (at bottomhole pressure),
Значение 
Дебит газа могут определить по формуле:Gas flow rate can be determined by the formula:
где 
После расчета D-фактора в первой итерации повторяют расчет дебита газа трещины ГРП с учетом полученного значения D-фактора и первого значения дебита газа:After calculating the D-factor in the first iteration, the calculation of the gas flow rate of the hydraulic fracture is repeated taking into account the obtained value of the D-factor and the first value of the gas flow rate:
где DQapp=S ин – скин-фактор за счет инерциальных потерь движения газа в трещине ГРП. То есть пересчитывают дебит газа добавив дополнительную компоненту в знаменатель. Затем пересчитывают скорость фильтрации газа в трещине ГРП и D-фактор. Такой пересчет делают до тех пор, пока дебит газа на предыдущем шаге расчета не будет отличаться от дебита на последнем шаге расчета менее, чем на 1%. Для моделирования используют последнее полученное значение D-фактора.where DQapp = S in is the skin factor due to inertial losses of gas movement in the hydraulic fracture. That is, the gas flow rate is recalculated by adding an additional component to the denominator. Then the gas filtration rate in the hydraulic fracture and the D-factor are recalculated. Such a recalculation is done until the gas flow rate at the previous calculation step does not differ from the flow rate at the last calculation step by less than 1%. The last obtained D-factor value is used for modeling.
Далее могут определить допустимый минимальный скин-фактор. Допустимый минимальный скин-фактор могут определить по формуле:Further, the acceptable minimum skin factor can be determined. The acceptable minimum skin factor can be determined by the formula:
Радиус Писмана могут определить по формуле:The Pisman radius can be determined by the formula:
где ΔX
ΔY
Если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины.If the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling.
Дополнительный множитель продуктивности мнимой вертикальной скважины могут определить по формуле:An additional multiplier for the productivity of an imaginary vertical well can be determined by the formula:
Кмнож прод. =(
Затем моделируют трещину гидроразрыва пласта с использованием моделей вертикальных скважин с учетом отрицательного скин-фактора (S), определенным D-фактором. Или если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины, то есть в этом случае для моделирования используют S, равным значению MinS, а также используют множитель коэффициента продуктивности скважины и D-фактор.The hydraulic fracture is then modeled using vertical well models taking into account the negative skin factor (S) determined by the D factor. Or if the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling, that is, in this case, S is used for modeling, equal to the value of MinS, and the well productivity factor and D-factor are also used.
4. Рассмотрим реализацию способа со следующими параметрами: тип флюида добывающей/нагнетательной скважины – газ, тип проводимости трещины ГРП – конечная, расположение трещины ГРП относительно добывающей горизонтальной скважины – вдоль (фиг.1).4. Consider the implementation of the method with the following parameters: the type of production / injection well fluid - gas, the type of hydraulic fracture conductivity - final, the location of the hydraulic fracture relative to the horizontal production well - along (Fig. 1).
Получают значение о длине трещины ГРП (2
Затем определяют длины участков трещины ГРП, расположенные в ячейках гидродинамической модели пласта (фиг. 3). Полученные длины принимают за 2
Затем для каждой модели вертикальной скважины, которые расположены в ячейках гидродинамической модели пласта, рассчитывают отрицательный скин-фактор (S) по геометрии ячеек и длинам участков трещины ГРП в соответствующих ячейках. При конечной проводимости трещины расчетный отрицательный скин-фактор для добывающих/нагнетательных скважин (жидкость или газ) могут определить по формуле:
f(a) – зависимость эффективного безразмерного радиуса скважины от относительного емкостного параметра, которую определяют по графику на фиг. 5 (зависимость 6). f (a) is the dependence of the effective dimensionless well radius on the relative capacitive parameter, which is determined from the graph in Fig. 5 (dependence 6).
Относительный емкостной параметр могут определить по формул
где
Безразмерную проводимость трещины гидроразрыва пласта могут определить по формуле:Dimensionless conductivity of a hydraulic fracture can be determined by the formula:
где
Затем определяют D-фактор для газовой скважины. D-фактор могут определить по формуле:Then the D-factor for the gas well is determined. The D-factor can be determined by the formula:
гдеWhere
Проницаемость трещины с учетом инерциальных потерь могут определить по формуле:The permeability of the crack, taking into account inertial losses, can be determined by the formula:
Re – число Рейнольдса. Re is the Reynolds number.
Число Рейнольдса могут определить по формуле:The Reynolds number can be determined by the formula:
где
B – объемный коэффициент газа (при забойном давлении), B - gas volumetric coefficient (at bottomhole pressure),
Значение
Скорость фильтрации газа в трещине ГРП, при ее расположении вдоль ствола газовой скважины, могут определить по формуле:The gas filtration rate in a hydraulic fracture, when it is located along the gas wellbore, can be determined by the formula:
где
B – объемный коэффициент газа (при забойном давлении), B - gas volumetric coefficient (at bottomhole pressure),
Дебит газа могут определить по формуле:Gas flow rate can be determined by the formula:
где
После расчета D-фактора в первой итерации повторяют расчет дебита газа трещины ГРП с учетом полученного значения D-фактора и первого значения дебита газа:After calculating the D-factor in the first iteration, the calculation of the gas flow rate of the hydraulic fracture is repeated taking into account the obtained value of the D-factor and the first value of the gas flow rate:
где DQapp=S ин – скин-фактор за счет инерциальных потерь движения газа в трещине ГРП. То есть пересчитывают дебит газа добавив дополнительную компоненту в знаменатель. Затем пересчитывают скорость фильтрации газа в трещине ГРП и D-фактор. Такой пересчет делают до тех пор, пока дебит газа на предыдущем шаге расчета не будет отличаться от дебита на последнем шаге расчета менее, чем на 1%. Для моделирования используют последнее полученное значение D-фактора.where DQapp = S in is the skin factor due to inertial losses of gas movement in the hydraulic fracture. That is, the gas flow rate is recalculated by adding an additional component to the denominator. Then the gas filtration rate in the hydraulic fracture and the D-factor are recalculated. Such a recalculation is done until the gas flow rate at the previous calculation step does not differ from the flow rate at the last calculation step by less than 1%. The last obtained D-factor value is used for modeling.
Далее определяют допустимый минимальный скин-фактор. Допустимый минимальный скин-фактор могут определить по формуле:Next, the acceptable minimum skin factor is determined. The acceptable minimum skin factor can be determined by the formula:
Если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины.If the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling.
Дополнительный множитель продуктивности мнимой вертикальной скважины могут определить по формуле:An additional multiplier for the productivity of an imaginary vertical well can be determined by the formula:
Кмнож прод. = (
где
Радиус Писмана могут определить по формуле:The Pisman radius can be determined by the formula:
где ΔX
ΔY
Затем моделируют трещину гидроразрыва пласта с использованием моделей вертикальных скважин с учетом отрицательного скин-фактора (S), определенным D-фактором. Или если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины, то есть в этом случае для моделирования используют S, равным значению MinS, а также используют множитель коэффициента продуктивности скважины и D-фактор.The hydraulic fracture is then modeled using vertical well models taking into account the negative skin factor (S) determined by the D factor. Or if the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling, that is, in this case, S is used for modeling, equal to the value of MinS, and the well productivity factor and D-factor are also used.
5. Рассмотрим реализацию способа со следующими параметрами: тип флюида добывающей/нагнетательной скважины – жидкость, тип проводимости трещины ГРП – бесконечная, расположение трещины ГРП относительно добывающей скважины – поперек (фиг.2).5. Consider the implementation of the method with the following parameters: the type of the production / injection well fluid - liquid, the type of fracture conductivity - infinite, the location of the hydraulic fracture relative to the production well - across (figure 2).
Получают значение о длине трещины ГРП 2 (2
Затем определяют длины участков трещины ГРП, расположенные в ячейках гидродинамической модели пласта (фиг. 3). Полученные длины участков принимают за 2
Затем для каждой модели вертикальной скважины, которые расположены в ячейках гидродинамической модели пласта, рассчитывают отрицательный скин-фактор (S) по геометрии ячеек и длинам участков трещины ГРП в соответствующих ячейках.Then, for each vertical well model, which are located in the cells of the reservoir hydrodynamic model, the negative skin factor (S) is calculated from the cell geometry and the lengths of the hydraulic fracture sections in the corresponding cells.
При бесконечной проводимости трещины расчетный отрицательный скин-фактор для добывающих/нагнетательных скважин (жидкость или газ) могут определить по формуле:With infinite fracture conductivity, the calculated negative skin factor for production / injection wells (liquid or gas) can be determined by the formula:
где 
Далее определяют допустимый минимальный скин-фактор. Допустимый минимальный скин-фактор могут определить по формуле:Next, the acceptable minimum skin factor is determined. The acceptable minimum skin factor can be determined by the formula:
где
Радиус Писмана могут определить по формуле:The Pisman radius can be determined by the formula:
где ΔX
ΔY
Если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины.If the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling.
Дополнительный множитель продуктивности мнимой вертикальной скважины могут определить по формуле:An additional multiplier for the productivity of an imaginary vertical well can be determined by the formula:
Кмнож прод. =(
где
Затем моделируют трещину гидроразрыва пласта с использованием моделей вертикальных скважин с учетом отрицательного скин-фактора (S), определенным D-фактором. Или если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины, то есть в этом случае для моделирования используют S, равным значению MinS, а также используют множитель коэффициента продуктивности скважины и D-фактор.The hydraulic fracture is then modeled using vertical well models taking into account the negative skin factor (S) determined by the D factor. Or if the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling, that is, in this case, S is used for modeling, equal to the value of MinS, and the well productivity factor and D-factor are also used.
6. Рассмотрим реализацию способа со следующими параметрами: тип флюида добывающей/нагнетательной скважины – жидкость, тип проводимости трещины ГРП – конечная, расположение трещины ГРП относительно добывающей горизонтальной скважины – поперек (фиг.2).6. Consider the implementation of the method with the following parameters: the type of production / injection well fluid - liquid, the type of hydraulic fracture conductivity - final, the location of the hydraulic fracture relative to the horizontal production well - across (figure 2).
Получают значение о длине трещины ГРП 2 (2
Затем определяют длины участков трещины ГРП, расположенные в ячейках гидродинамической модели пласта (фиг. 3). Полученные длины принимают за 2
При конечной проводимости трещины скин-фактор для добывающих/нагнетательных скважин (жидкость или газ) могут определить по формуле:At finite fracture conductivity, the skin factor for production / injection wells (liquid or gas) can be determined by the formula:
где
f(a) – зависимость эффективного безразмерного радиуса скважины от относительного емкостного параметра, которую можно определить по графику на фиг. 5 (зависимость 6). f (a) is the dependence of the effective dimensionless well radius on the relative capacitive parameter, which can be determined from the graph in Fig. 5 (dependence 6).
Относительный емкостной параметр могут определить по формуле:The relative capacitive parameter can be determined by the formula:
где
Безразмерную проводимость трещины гидроразрыва пласта могут определить по формуле:Dimensionless conductivity of a hydraulic fracture can be determined by the formula:
где
Учитывая, что трещина ГРП расположена поперек, необходимо учесть сходимость линий тока в трещине к стволу скважины (фиг. 4). Для этого определяют эффективную безразмерную проводимость трещины ГРП с учетом схождения линий тока в трещине, которая расположена поперек ствола добывающей скважины, по формуле:Considering that the hydraulic fracture is located across, it is necessary to take into account the convergence of the streamlines in the fracture to the wellbore (Fig. 4). For this, the effective dimensionless conductivity of the hydraulic fracture is determined, taking into account the convergence of the streamlines in the fracture, which is located across the wellbore, according to the formula:
где 
Затем данное полученное значение подставляют в формулу определения относительного емкостного параметра, то есть:Then this obtained value is substituted into the formula for determining the relative capacitive parameter, that is:
Коэффициент снижения продуктивности скважины могут определить по графику на фиг. 6 (зависимости 7, 8, 9, 10, 11).The rate of decline in well productivity can be determined from the graph in FIG. 6 (
Зависимость эффективного безразмерного радиуса скважины от относительного емкостного параметра могут определить по графику на фиг. 5 (зависимость 6).The dependence of the effective dimensionless well radius on the relative capacitive parameter can be determined from the graph in FIG. 5 (dependence 6).
Далее определяют допустимый минимальный скин-фактор. Допустимый минимальный скин-фактор могут определить по формуле:Next, the acceptable minimum skin factor is determined. The acceptable minimum skin factor can be determined by the formula:
Радиус Писмана могут определить по формуле:The Pisman radius can be determined by the formula:
где ΔX
ΔY 
Если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины.If the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling.
Дополнительный множитель продуктивности мнимой вертикальной скважины могут определить по формулеAn additional multiplier for the productivity of an imaginary vertical well can be determined by the formula
Кмнож прод. =(
Где
Затем моделируют трещину гидроразрыва пласта с использованием моделей вертикальных скважин с учетом отрицательного скин-фактора (S). Или если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины, то есть в этом случае для моделирования используют S, равным значению MinS, а также используют множитель коэффициента продуктивности скважины.The hydraulic fracture is then modeled using vertical well models with a negative skin factor (S). Or if the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling, that is, in this case, S is used for modeling, equal to the value of MinS, and the well productivity factor is also used.
7. Рассмотрим реализацию способа со следующими параметрами: тип флюида добывающей/нагнетательной скважины 1 – газ, тип проводимости трещины ГРП – бесконечная, расположение трещины ГРП относительно добывающей горизонтальной скважины – поперек (фиг.2).7. Consider the implementation of the method with the following parameters: the type of fluid of the producing / injection well 1 - gas, the type of fracture conductivity - infinite, the location of the hydraulic fracture relative to the producing horizontal well - across (figure 2).
Получают значение о длине трещины ГРП 2 (2
Затем определяют длины участков трещины ГРП, расположенные в ячейках 3гидродинамической модели пласта (фиг. 3). Полученные длины принимают за 2
При бесконечной проводимости трещины скин-фактор для добывающих/нагнетательных скважин (жидкость или газ) могут определить по формуле:
где
Затем определяют D-фактор для газовой скважины, который учитывают при моделировании трещины ГРП. D-фактор могут определить по формуле:Then the D-factor for the gas well is determined, which is taken into account when modeling the hydraulic fracture. The D-factor can be determined by the formula:
где
Проницаемость трещины с учетом инерциальных потерь могут определить по формуле:The permeability of the crack, taking into account inertial losses, can be determined by the formula:
где 
Re – число Рейнольдса. Re is the Reynolds number.
Число Рейнольдса могут определить по формуле:The Reynolds number can be determined by the formula:
где
B – объемный коэффициент газа (при забойном давлении), B - gas volumetric coefficient (at bottomhole pressure),
Значение
Скорость фильтрации газа в трещине ГРП, при ее расположении поперек ствола газовой скважины, могут определить по формуле:The rate of gas filtration in a hydraulic fracture, when it is located across the bore of a gas well, can be determined by the formula:
где
B – объемный коэффициент газа (при забойном давлении), B - gas volumetric coefficient (at bottomhole pressure),
Коэффициент снижения продуктивности скважины (
Дебит газа могут определить по формуле:Gas flow rate can be determined by the formula:
где
После расчета D-фактора в первой итерации повторяют расчет дебита газа трещины ГРП с учетом полученного значения D-фактора и первого значения дебита газа:After calculating the D-factor in the first iteration, the calculation of the gas flow rate of the hydraulic fracture is repeated taking into account the obtained value of the D-factor and the first value of the gas flow rate:
где DQapp=S ин – скин-фактор за счет инерциальных потерь движения газа в трещине ГРП. То есть пересчитывают дебит газа добавив дополнительную компоненту в знаменатель.where DQapp = S in is the skin factor due to inertial losses of gas movement in the hydraulic fracture. That is, the gas flow rate is recalculated by adding an additional component to the denominator.
Затем пересчитывают скорость фильтрации газа в трещине ГРП и D-фактор. Такой пересчет делают до тех пор, пока дебит газа на предыдущем шаге расчета не будет отличаться от дебита на последнем шаге расчета менее, чем на 1%. Для моделирования используют последнее полученное значение D-фактора.Then the gas filtration rate in the hydraulic fracture and the D-factor are recalculated. This recalculation is done until the gas flow rate at the previous calculation step does not differ from the flow rate at the last calculation step by less than 1%. The last obtained D-factor value is used for modeling.
Далее определяют допустимый минимальный скин-фактор. Допустимый минимальный скин-фактор могут определить по формуле:Next, the acceptable minimum skin factor is determined. The acceptable minimum skin factor can be determined by the formula:
Радиус Писмана могут определить по формуле:The Pisman radius can be determined by the formula:
где ΔX
ΔY
Если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины.If the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling.
Дополнительный множитель продуктивности мнимой вертикальной скважины могут определить по формуле:An additional multiplier for the productivity of an imaginary vertical well can be determined by the formula:
Кмнож прод. =(
Затем моделируют трещину гидроразрыва пласта с использованием моделей вертикальных скважин с учетом отрицательного скин-фактора (S). Или если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины, то есть в этом случае для моделирования используют S, равным значению MinS, а также используют множитель коэффициента продуктивности скважины.The hydraulic fracture is then modeled using vertical well models with a negative skin factor (S). Or if the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling, that is, in this case, S is used for modeling, equal to the value of MinS, and the well productivity factor is also used.
8. Рассмотрим реализацию способа со следующими параметрами: тип флюида добывающей/нагнетательной скважины 1 – газ, тип проводимости трещины ГРП – конечная, расположение трещины ГРП относительно добывающей горизонтальной скважины – поперек (фиг.2).8. Consider the implementation of the method with the following parameters: the type of fluid of the production / injection well 1 - gas, the type of conductivity of the hydraulic fracture - final, the location of the hydraulic fracture relative to the production horizontal well - across (figure 2).
Получают значение о длине трещины ГРП 2 (2
Затем определяют длины участков трещины ГРП, расположенные в ячейках гидродинамической модели пласта (фиг. 3). Полученные длины принимают за 2
При конечной проводимости трещины расчетный отрицательный скин-фактор для добывающих/нагнетательных скважин (жидкость или газ) могут определить по формуле:
где
f(a) – зависимость эффективного безразмерного радиуса скважины от относительного емкостного параметра, который можно определить по графику на фиг. 5 (зависимость 6). f (a) is the dependence of the effective dimensionless well radius on the relative capacitive parameter, which can be determined from the graph in Fig. 5 (dependence 6).
Относительный емкостной параметр могут определить по формуле:The relative capacitive parameter can be determined by the formula:
где
Безразмерную проводимость трещины гидроразрыва пласта могут определить по формуле:Dimensionless conductivity of a hydraulic fracture can be determined by the formula:
где
Учитывая, что трещина ГРП расположена поперек, необходимо учесть сходимость линий тока в трещине к стволу скважины (фиг. 4). Для этого определяют эффективную безразмерную проводимость трещины ГРП с учетом схождения (конвергенции) линий тока 5 в трещине, которая расположена поперек ствола скважины 1, по формуле:Considering that the hydraulic fracture is located across, it is necessary to take into account the convergence of the streamlines in the fracture to the wellbore (Fig. 4). To do this, determine the effective dimensionless conductivity of the hydraulic fracture taking into account the convergence (convergence) of
где 
Коэффициент снижения продуктивности скважины могут определить по графику на фиг. 6 (зависимости 7, 8, 9, 10, 11).The rate of decline in well productivity can be determined from the graph in FIG. 6 (
Затем определяют D-фактор для газовой скважины. D-фактор могут определить по формуле:Then the D-factor for the gas well is determined. The D-factor can be determined by the formula:
Где
Проницаемость трещины с учетом инерциальных потерь могут определить по формуле:The permeability of the crack, taking into account inertial losses, can be determined by the formula:
где
Re – число Рейнольдса. Re is the Reynolds number.
Число Рейнольдса могут определить по формуле:The Reynolds number can be determined by the formula:
где
B – объемный коэффициент газа (при забойном давлении), B - gas volumetric coefficient (at bottomhole pressure),
Значение
Скорость фильтрации газа в трещине ГРП, при ее расположении поперек ствола газовой скважины, могут определить по формуле:The rate of gas filtration in a hydraulic fracture, when it is located across the bore of a gas well, can be determined by the formula:
где
B – объемный коэффициент газа (при забойном давлении), B - gas volumetric coefficient (at bottomhole pressure),
Дебит газа могут определить по формуле:Gas flow rate can be determined by the formula:
где
После расчета D-фактора в первой итерации повторяют расчет дебита газа трещины ГРП с учетом полученного значения D-фактора и первого значения дебита газа:After calculating the D-factor in the first iteration, the calculation of the gas flow rate of the hydraulic fracture is repeated taking into account the obtained value of the D-factor and the first value of the gas flow rate:
где DQapp=S ин – скин-фактор за счет инерциальных потерь движения газа в трещине ГРП. То есть пересчитывают дебит газа добавив дополнительную компоненту в знаменатель. Затем пересчитывают скорость фильтрации газа в трещине ГРП и D-фактор. Такой пересчет делают до тех пор, пока дебит газа на предыдущем шаге расчета не будет отличаться от дебита на последнем шаге расчета менее, чем на 1%. Для моделирования трещины ГРП используют последнее полученное значение D-фактора.where DQapp = S in is the skin factor due to inertial losses of gas movement in the hydraulic fracture. That is, the gas flow rate is recalculated by adding an additional component to the denominator. Then the gas filtration rate in the hydraulic fracture and the D-factor are recalculated. Such a recalculation is done until the gas flow rate at the previous calculation step does not differ from the flow rate at the last calculation step by less than 1%. The last obtained D-factor value is used to simulate the hydraulic fracture.
Далее определяют допустимый минимальный скин-фактор. Допустимый минимальный скин-фактор могут определить по формуле:Next, the acceptable minimum skin factor is determined. The acceptable minimum skin factor can be determined by the formula:
Радиус Писмана могут определить по формуле:The Pisman radius can be determined by the formula:
где ΔX
ΔY 
Если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины.If the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling.
Дополнительный множитель продуктивности мнимой вертикальной скважины могут определить по формуле:An additional multiplier for the productivity of an imaginary vertical well can be determined by the formula:
Кмнож прод. = (
Где
Затем моделируют трещину гидроразрыва пласта с использованием моделей вертикальных скважин с учетом отрицательного скин-фактора (S), определенным D-фактором. Или если отрицательный скин-фактор (S) меньше значения минимального отрицательного скин-фактора (MinS), то S принимают равным MinS и при моделировании дополнительно учитывают множитель коэффициента продуктивности скважины, то есть в этом случае для моделирования используют S, равным значению MinS, а также используют множитель коэффициента продуктивности скважины и D-фактор.The hydraulic fracture is then modeled using vertical well models taking into account the negative skin factor (S) determined by the D factor. Or if the negative skin factor (S) is less than the value of the minimum negative skin factor (MinS), then S is taken equal to MinS and the well productivity factor is additionally taken into account during modeling, that is, in this case, S is used for modeling, equal to the value of MinS, and the well productivity factor and D-factor are also used.
Рассмотрим примеры реализации способа.Let's consider examples of the method implementation.
Пример 1. Тип флюида добывающей/нагнетательной горизонтальной скважины 1 – жидкость, тип проводимости трещины ГРП 2 – бесконечная, расположение трещины ГРП 2 относительно добывающей горизонтальной скважины 1 – вдоль. Получают длину трещины. Например, полученная длина трещины ГРП составляет 150 метров. Строят ГДМ с геометрией ячейки: длина квадратной сетки гидродинамической модели (ГДМ) составляет 50 метров. Направление трещины ГРП 2 параллельное одной из сторон ячеек 3 гидродинамической модели (ГДМ) (фиг.1).Example 1. The type of fluid of the producing / injection
Определяют ячейки 3, по которым проходит траектория трещины ГРП. Таким образом, 150 метровая трещина ГРП размещается в трех ячейках по 50 метров (Х - 50, Y - 50, так как горизонтальные разрезы мнимых вертикальных скважин идентичные (постоянные), Z не учитывается) в гидродинамической модели. Определяют длины участков трещины ГРП в ячейках 3 (в трех ячейках). Длина участков трещины ГРП в каждой ячейке 3 – 50 метров. Полудлина участков трещины ГРП 2 в каждой из ячеек 3 составляет 25 метров. В каждой ячейке 3, по которым проходит траектория трещины ГРП, располагают модель вертикальной скважины. Тогда для моделирования трещины ГРП потребуется использование трех мнимых вертикальных скважин с расчетным отрицательным скин-фактором.
Рассчитывают отрицательный скин-фактор (S) для каждой модели вертикальной скважины 4. Пусть радиус мнимых вертикальных скважин 4 составляет 0.1 метра (аналог реальной скважины), тогда отрицательный скин-фактор для каждой из мнимых вертикальных скважин 4 составит:Calculate the negative skin factor (S) for each model of
Далее определим радиус Писмана и допустимый минимальный скин-фактор:Next, we determine the Pisman radius and the permissible minimum skin factor:
Так как отрицательный скин-фактор S (-4,83) меньше минимально допустимого отрицательного скин-фактора MinS для ячеек 3 гидродинамической модели (-4,55), то он не может использоваться напрямую для расчетов. Поэтому мнимым вертикальным скважинам 4 присваивается минимально допустимый отрицательный скин-фактор (-4,55) и рассчитывается дополнительно множитель продуктивности для мнимых вертикальных скважин 4. Радиус контура питания скважины (
Кмнож прод. = (
= (
= 2,99405/2,71405 = 1,1= 2.99405 / 2.71405 = 1.1
Моделируют трещину ГРП, например, в гидродинамическом симуляторе tNavigator (производитель – компания «Rock Flow Dynamics») с использованием моделей вертикальных скважин с учётом отрицательного скин-фактора. Таким образом, для моделирования в выбранной гидродинамической модели трещины гидроразрыва пласта 2 длиной 150 метров бесконечной проводимости, расположенной вдоль ствола горизонтальной нефтяной скважины требуется задать 3 мнимые вертикальные скважины 4 с отрицательными скин-факторами в (-4,55) и дополнительным множителем продуктивности мнимых вертикальных скважин в «1,1». Таким образом, использование мнимых вертикальных скважин в ячейках 3 с отрицательным скин-фактором (-4,55) и множителем продуктивности (1,1) существенно сократит время моделирования трещины ГРП (как на подготовку данных для моделирования, так и на проведение непосредственных гидродинамических расчетов (моделирования)) ввиду того, что ячейки, которые пересекла траектория трещины ГРП и в которых расположены мнимые вертикальные скважины имеют большую размерность (большой объем).The hydraulic fracture is simulated, for example, in the tNavigator hydrodynamic simulator (manufactured by the Rock Flow Dynamics company) using vertical well models taking into account the negative skin factor. Thus, to simulate in the selected hydrodynamic model a hydraulic fracture of
Пример 2. Рассмотрим еще один пример для случая, когда тип флюида добывающей/нагнетательной горизонтальной скважины – газ, тип проводимости трещины ГРП – конечная, расположение трещины ГРП относительно добывающей горизонтальной скважины – поперек. Получают значение длины трещины ГРП 2. Например, длина трещины ГРП составляет 150 метров. Сроят ГДМ пласта с ячейками заданной геометрии: длина квадратной сетки ГДМ составляет 50 метров. Направление трещины ГРП поперечное направлению горизонтальной скважине (фиг.2).Example 2. Let us consider one more example for the case when the type of fluid of the producing / injection horizontal well is gas, the type of fracture conductivity is finite, the location of the hydraulic fracture relative to the producing horizontal well is across. Get the value of the length of the
Определяют ячейки ГДМ пласта, по которым проходит траектория трещины ГРП 2. Таким образом, 150 метровая трещина ГРП также размещается в трех ячейках 3 по 50 метров в ГДМ. Определяют длины участков трещины ГРП в ячейках 3 (в трех ячейках). Длина участков трещины ГРП в каждой ячейке 3 – 50 метров. Полудлина трещины ГРП 2 в каждой из ячеек 3 составляет 25 метров. Располагают модель вертикальной скважины в каждой ячейке ГДМ пласта, по которым проходит траектория трещины ГРП. Тогда для моделирования трещины ГРП 2 потребуется использование трех мнимых вертикальных скважин 4 с расчетным отрицательным скин-фактором. Пусть для моделирования радиус мнимых вертикальных скважин 4 составляет 0,1 метра.Determine the cells of the formation hydraulic fracture, along which the trajectory of the
Так как трещина 2 по условию имеет конечную проводимость, но необходимо рассчитать безразмерную проводимость трещины ГРП (CFD). Пусть проницаемость трещины ГРП (
Причем
Далее необходимо учесть, что трещина 2 расположена поперек ствола горизонтальной скважины 1 и имеет место конвергенция линий тока в трещине 2 к стволу скважины 1. Для того, чтобы учесть конвергенцию линий тока необходимо знать высоту трещины ГРП 2 в продуктивной толще пласта (
Определим значение зависимость высоты трещины ГРП к радиусу мнимой скважины:Let us determine the value of the dependence of the height of the hydraulic fracture on the radius of the imaginary well:
Значение 400 соответствует зависимости 8 на фиг. 6. Причем в расчете участвует полудлина трещины ГРП в 75 метров без разбивки на ячейки, так как определяется общий коэффициент понижения безразмерной проводимости трещины за счет схождения линий тока во всей области трещины ГРП 2 (Kgraf). Далее данный коэффициент понижения безразмерной проводимости трещины 2 используется в расчетах для каждой ячейки 3 гидродинамической модели, пересекаемой трещиной ГРП 2. Тогда согласно фиг. 6 (зависимость 8) К(graf) составляет 14.A value of 400 corresponds to plot 8 in FIG. 6. Moreover, the calculation involves the half-length of the hydraulic fracture of 75 meters without breaking into cells, since the overall coefficient of decreasing the dimensionless conductivity of the fracture due to the convergence of streamlines in the entire area of the hydraulic fracture 2 (K graf ) is determined. Further, this coefficient of decreasing the dimensionless conductivity of the
В этом случае эффективная безразмерная проводимость трещины ГРП 2 составитIn this case, the effective dimensionless conductivity of the
Так как трещина 2 имеет конечную проводимость, то относительный емкостной параметр равен:Since
Рассчитывают отрицательней скин-фактор для каждой модели вертикальной скважины. По фиг. 5 при относительном емкостном параметре, равном 3.286, f(a) составит 0,123. Тогда расчетный отрицательный скин-фактор в каждой ячейке 3 составит:Calculate the negative skin factor for each vertical well model. Referring to FIG. 5 with a relative capacitive parameter equal to 3.286, f (a) will be 0.123. Then the calculated negative skin factor in each
Далее определим радиус Писмана и допустимый минимальный скин-фактор:Next, we determine the Pisman radius and the permissible minimum skin factor:
Так как расчетный скин-фактор (-3,55) больше минимально допустимого отрицательного скин-фактора для ячеек гидродинамической модели (-4,55), то он может использоваться напрямую для расчетов без дополнительного множителя продуктивности.Since the calculated skin factor (-3.55) is greater than the minimum permissible negative skin factor for the cells of the hydrodynamic model (-4.55), it can be used directly for calculations without an additional productivity multiplier.
Далее для определения D-фактора проводят серию итерационных расчетов по цепочке:Next, to determine the D-factor, a series of iterative calculations is carried out along the chain:
Итерацию проводят до тех пор, пока разница между расчетным дебитом на последнем этапе и предыдущем не будет менее 1%. В моделирование принимается последний расчетный D-фактор.The iteration is carried out until the difference between the estimated production rate at the last stage and the previous one is not less than 1%. The last calculated D-factor is assumed in the simulation.
Примем, что проницаемость трещины ГРП равна также 100 000 милиДарси, тогда функция проницаемости трещины (Tau) равна 15 (фиг. 7, зависимость 12).Let us assume that the hydraulic fracture permeability is also equal to 100,000 mD, then the fracture permeability function (Tau) is equal to 15 (Fig. 7, dependence 12).
Для итеративных расчетов примем следующие параметры:For iterative calculations, we will accept the following parameters:
- радиус мнимой вертикальной скважины 0,1 метра (r w );- radius of an imaginary vertical borehole 0.1 meters ( r w );
- полная полудлина трещины ГРП 75 метров (
- ширина трещины 0,005 метров (w);- crack width 0.005 meters ( w );
- проницаемость трещины (проппанта) 100 000 милиДарси (
- проницаемость пласта 1 милиДарси (
- высота трещины в пласте 40 метров (
- температура пласта 90 градусов Цельсия (
- плотность газа 0,9 кг/м3 (
- пластовое давление 350 атм (Рпласт);- reservoir pressure 350 atm ( Pplast );
- забойное давление 300 атм (Pзаб);- bottomhole pressure 300 atm ( Pb );
- радиус контура питания 400 метров (
- объемный коэффициент газа при забойном давлении 0,00406 м3/м3 (
- вязкость газа при забойном давлении 0,02352 сантиПуаз (
Также было рассчитано псевдодавление 
Результаты приведены в таблице 1.The results are shown in Table 1.
Таблица 1Table 1
Таким образом, 
Так как расчеты по определению D-фактора имеют большой массив, то их выполнение было автоматизировано в специальном программном продукте Smart Frac Test 2.0 (регистрационный номер свидетельства о государственной регистрации программы для ЭВМ №2019665566), часть выгрузки результатов из которого приведена ниже:Since the calculations for determining the D-factor have a large array, their execution was automated in a special software product Smart Frac Test 2.0 (registration number of the certificate of state registration of the computer program №2019665566), part of the download of the results from which is given below:
Итерация №1:Iteration # 1:
Значение функции (Tau) на 1-й итерации = 15 1/см (см-1)The value of the function (Tau) at the 1st iteration = 15 1 / cm (cm -1 )
Скорость фильтрации газа (поперек) на 1-й итерации (v) = 1,15 м/сGas filtration rate (across) at the 1st iteration ( v ) = 1.15 m / s
Значение Δm(p) = 4257217,71 – 3139954,26 = 1117263,45The value Δm (p) = 4257217.71 - 3139954.26 = 1117263.45
Число Рейнольдса на 1-й итерации (Re) = 57,93Reynolds number at the 1st iteration (Re) = 57.93
Проницаемость трещины с учетом инерциальных потерь на 1-й итерации(kapp) = 2974,90мДCrack permeability taking into account inertial losses at the 1st iteration (kapp) = 2974.90mD
D-фактор на 1-й итерации (D) = 9,31сут/м3 D-factor at the 1st iteration (D) = 9.31 days / m 3
Скин-фактор за счёт инерционных потерь (DQapp= Sин) = 52,7417Skin factor due to inertial losses (DQapp = Sin) = 52.7417
Дебит газа (Qapp) = 16840,86 м3/сутGas flow rate (Qapp) = 16840.86 m3 / day
ΔQapp =100% - ( 
Итерация №2:Iteration # 2:
Значение функции (Tau) на 2-й итерации = 15 1/смThe value of the function (Tau) at the 2nd iteration = 15 1 / cm
Скорость фильтрации газа (поперек) на 2-й итерации (v) = 0,034 м/сGas filtration velocity (across) at the 2nd iteration ( v ) = 0.034 m / s
Значение Δm(p) = 4257217,71 – 3139954,26 = 1117263,45The value Δm (p) = 4257217.71 - 3139954.26 = 1117263.45
Число Рейнольдса на 2-й итерации (Re) = 1,7233Reynolds number at the 2nd iteration (Re) = 1.7233
Проницаемость трещины с учетом инерциальных потерь на 2-й итерации(kapp) = 37542,47 мДCrack permeability taking into account inertial losses at the 2nd iteration (kapp) = 37542.47 mD
D-фактор на 2-й итерации (D) = 0,00016 сут/м3 D-factor at the 2nd iteration (D) = 0.00016 days / m 3
Скин-фактор за счёт инерционных потерь (DQapp = Sин) = 2,69Skin factor due to inertial losses (DQapp = Sin) = 2.69
Дебит газа (Qapp) = 212527,00 м3/сутGas flow rate (Qapp) = 212527,00 m3 / day
Δ Qapp = 
Итерация №3:Iteration # 3:
Значение функции (Tau) на 3-й итерации = 15 1/смThe value of the function (Tau) at the 3rd iteration = 15 1 / cm
Скорость фильтрации газа (поперек) на 3-й итерации (v) = 0,43 м/сGas filtration rate (across) at the 3rd iteration ( v ) = 0.43 m / s
Значение Δm(p) = 4257217,71 – 3139954,26 = 1117263,45The value Δm (p) = 4257217.71 - 3139954.26 = 1117263.45
Число Рейнольдса на 3-й итерации (Re) = 21,75Reynolds number at the 3rd iteration (Re) = 21.75
Проницаемость трещины с учетом инерциальных потерь на 2-й итерации(kapp) = 5638,87 мДCrack permeability taking into account inertial losses at the 2nd iteration (kapp) = 5638.87 mD
D-фактор на 3-й итерации (D) = 0,00012 сут/м3D-factor at the 3rd iteration (D) = 0.00012 days / m3
Скин за счёт инерционных потерь (DQapp = Sин) = 27,061Skin due to inertial losses (DQapp = Sin) = 27.061
Дебит газа (Qapp) = 31921,49 м3/сутGas flow rate (Qapp) = 31921.49 m3 / day
ΔQapp = 
Итерация №23:Iteration # 23:
Значение функции (Tau) на 23-й итерации = 15 1/смThe value of the function (Tau) at the 23rd iteration = 15 1 / cm
Скорость фильтрации газа (поперек) на 23-й итерации (v) = 0,15 м/сGas filtration velocity (across) at the 23rd iteration ( v ) = 0.15 m / s
Значение Δm(p) = 4257217,71 – 3139954,26 = 1117263,45The value Δm (p) = 4257217.71 - 3139954.26 = 1117263.45
Число Рейнольдса на 23-й итерации (Re) = 7,561Reynolds number at the 23rd iteration (Re) = 7.561
Проницаемость трещины с учетом инерциальных потерь на 23-й итерации(kapp) = 12828,97 мДFracture permeability taking into account inertial losses at the 23rd iteration (kapp) = 12828.97 mD
D-фактор на 23-й итерации (D) = 0,00015 сут/м3 D-factor at the 23rd iteration (D) = 0.00015 days / m 3
Скин-фактор за счёт инерционных потерь (DQapp= Sин) = 10,9881Skin factor due to inertial losses (DQapp = Sin) = 10.9881
Дебит газа (Qapp) = 72624,47 м3/сутGas flow rate (Qapp) = 72624.47 m3 / day
ΔQapp = 
Итерация №24:Iteration # 24:
Значение функции (Tau) на 24-й итерации = 15 1/смThe value of the function (Tau) at the 24th iteration = 15 1 / cm
Скорость фильтрации газа (поперек) на 24-й итерации (v) = 0,15 м/сGas filtration velocity (across) at the 24th iteration ( v ) = 0.15 m / s
Значение Δm(p) = 4257217,71 – 3139954,26 = 1117263,45The value Δm (p) = 4257217.71 - 3139954.26 = 1117263.45
Число Рейнольдса на 24-й итерации (Re) = 7,43Reynolds number at the 24th iteration (Re) = 7.43
Проницаемость трещины с учетом инерциальных потерь на 24-й итерации(kapp) = 13005,88 мДCrack permeability taking into account inertial losses at the 24th iteration (kapp) = 13005.88 mD
D-фактор на 24-й итерации (D) = 0,00015 сут/м3 D-factor at the 24th iteration (D) = 0.00015 days / m 3
Скин-фактор за счёт инерционных потерь (DQapp= Sин) = 10,81Skin factor due to inertial losses (DQapp = Sin) = 10.81
Дебит газа (Qapp) = 73626,008 м3/сутGas flow rate (Qapp) = 73626.008 m3 / day
ΔQapp =
Итерация №25:Iteration # 25:
Значение функции (Tau) на 25-й итерации = 15 1/смThe value of the function (Tau) at the 25th iteration = 15 1 / cm
Скорость фильтрации газа (поперек) на 25-й итерации (v) = 0,15 м/сGas filtration velocity (across) at the 25th iteration ( v ) = 0.15 m / s
Значение Δm(p) = 4257217,71 – 3139954,26 = 1117263,45The value Δm (p) = 4257217.71 - 3139954.26 = 1117263.45
Число Рейнольдса на 25-й итерации (Re) = 7,53Reynolds number at the 25th iteration (Re) = 7.53
Проницаемость трещины с учетом инерциальных потерь на 25-й итерации(kapp) = 12865,31 мДCrack permeability taking into account inertial losses at the 25th iteration (kapp) = 12865.31 mD
D-фактор на 25-й итерации (D) = 0,00015 сут/м3 D-factor at the 25th iteration (D) = 0.00015 days / m 3
Скин-фактор за счёт инерционных потерь (DQapp= Sин) = 10,95Skin factor due to inertial losses (DQapp = Sin) = 10.95
Дебит газа (Qapp) = 72830,20 м3/сутGas flow rate (Qapp) = 72830.20 m 3 / day
Δ Qapp = 
Итерация №26:Iteration # 26:
Значение функции (Tau) на 26-й итерации = 15 1/смThe value of the function (Tau) at the 26th iteration = 15 1 / cm
Скорость фильтрации газа (поперек) на 26-й итерации = 0,15 м/сGas filtration rate (across) at the 26th iteration = 0.15 m / s
Значение Δm(p) = 4257217,71 – 3139954,26 = 1117263,45The value Δm (p) = 4257217.71 - 3139954.26 = 1117263.45
Число Рейнольдса на 26-й итерации (Re) = 7,45Reynolds number at the 26th iteration (Re) = 7.45
Проницаемость трещины с учетом инерциальных потерь на 26-й итерации(kapp) = 12976,73 мДCrack permeability taking into account inertial losses at the 26th iteration (kapp) = 12976.73 mD
D-фактор на 26-й итерации (D)= 0,0001489 сут/м3 D-factor at the 26th iteration (D) = 0.0001489 days / m 3
Скин-фактор за счёт инерционных потерь = 10,84Skin factor due to inertial losses = 10.84
Дебит газа Qapp = 73460,96 м3/сутGas flow rate Qapp = 73460.96 m 3 / day
ΔQapp = 
Понадобилось 26 итераций, чтобы определить D-фактор на уровне 0,0001489 сут/м3.It took 26 iterations to determine the D-factor at 0.0001489 d / m 3 .
Моделируют трещину ГРП, например, в гидродинамическом симуляторе tNavigator (производитель – компания «Rock Flow Dynamics»). В итоге для моделирования в гидродинамической модели поперечной трещины ГРП 2 конечной проводимости длиною в 150 метров для горизонтальной газовой скважины 1 требуется задать три мнимые вертикальные скважины 4 с отрицательными скин-факторами, равными -3,55, и D-фактором, равным 0,0001489 сут/м3.The hydraulic fracture is simulated, for example, in the tNavigator hydrodynamic simulator (manufactured by Rock Flow Dynamics). As a result, to simulate a transverse
Таким образом, использование мнимых вертикальных скважин в ячейках 3 с отрицательными скин-факторами (-3,55) и D-фактором (0,0001489) существенно сократит время моделирования трещины ГРП (как на подготовку данных для моделирования, так и на проведение непосредственных гидродинамических расчетов (моделирования)) ввиду того, что ячейки, которые пересекла траектория трещины ГРП и в которых расположены мнимые вертикальные скважины имеют большую размерность (большой объем), А также данный способ учитывает конвергенцию (схождение) линий тока при конечной проводимости трещины ГРП, что позволяет учитывать дополнительные потери давления, благодаря чему повышается точность моделирования трещины ГРП. Также учитывается D-фактор, который позволяет учесть инерциальные потери давления в трещине ГРП при движении газа на высоких скоростях в трещине, что также влияет на точность моделирования ГРП.Thus, the use of imaginary vertical wells in
Таким образом, вышеописанный способ универсален для всевозможных вариантов ГРП в зависимости от типа флюида (нефть или газ), типа проводимости трещины ГРП (бесконечная или конечная), а также расположение трещины относительно горизонтального ствола скважины (вдоль или поперек).Thus, the above method is universal for all kinds of hydraulic fracturing depending on the type of fluid (oil or gas), the type of fracture conductivity (infinite or finite), as well as the location of the fracture relative to the horizontal wellbore (along or across).
Реализация систем и машиночитаемых носителей осуществляется аналогично способам, описанным выше. Получение значения длины трещины ГРП 2 и данные о ее расположении могут быть определены, как заранее измеренные фактические значения, или как вывод проектных значений из базы данных.The systems and computer readable media are implemented in a similar manner to those described above. Obtaining the value of the length of the
Таким образом, с помощью применения заявленного изобретения достигается повышение точности моделирования эффекта применения одностадийного и многостадийного гидроразрыва пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов горизонтальными скважинами с гидроразрывом пласта, уменьшение времени моделирования трещины ГРП.Thus, using the claimed invention, an increase in the accuracy of modeling the effect of using single-stage and multi-stage hydraulic fracturing is achieved when developing low-permeability reservoirs with horizontal wells with hydraulic fracturing, and a decrease in the time for modeling a hydraulic fracture.
Claims (308)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020130572A RU2745142C1 (en) | 2020-09-17 | 2020-09-17 | Method and system for modeling hydraulic fractures of a formation of finite/infinite conductivity and lateral-longtitudinal location relative to a horizontal wellbore |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020130572A RU2745142C1 (en) | 2020-09-17 | 2020-09-17 | Method and system for modeling hydraulic fractures of a formation of finite/infinite conductivity and lateral-longtitudinal location relative to a horizontal wellbore |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2745142C1 true RU2745142C1 (en) | 2021-03-22 |
Family
ID=75159131
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020130572A RU2745142C1 (en) | 2020-09-17 | 2020-09-17 | Method and system for modeling hydraulic fractures of a formation of finite/infinite conductivity and lateral-longtitudinal location relative to a horizontal wellbore |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2745142C1 (en) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7925482B2 (en) * | 2006-10-13 | 2011-04-12 | Object Reservoir, Inc. | Method and system for modeling and predicting hydraulic fracture performance in hydrocarbon reservoirs |
| RU2592751C1 (en) * | 2012-10-05 | 2016-07-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Geometrical representation of planes fracture development |
| CA2914348A1 (en) * | 2015-12-10 | 2016-12-14 | Fanhua Zeng | Method of modelling hydrocarbon production from fractured unconventional formations |
| US20170218729A1 (en) * | 2014-01-24 | 2017-08-03 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Method and system for hydraulic fracturing based on skin factor analysis |
| CA3012203A1 (en) * | 2017-07-24 | 2019-01-24 | Reveal Energy Services, Inc. | Dynamically modeling a hydraulic fracture |
| RU2695411C1 (en) * | 2018-08-24 | 2019-07-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determining geometry of fractures during formation hydraulic fracturing (hff) |
| US20200190977A1 (en) * | 2017-03-08 | 2020-06-18 | Reveal Energy Services, Inc. | Determining geometries of hydraulic fractures |
| RU2730576C1 (en) * | 2017-05-02 | 2020-08-24 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for predicting hydraulic fracturing of formation, method of hydraulic fracturing of formation, methods for predicting risks of formation hydraulic fracturing |
-
2020
- 2020-09-17 RU RU2020130572A patent/RU2745142C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7925482B2 (en) * | 2006-10-13 | 2011-04-12 | Object Reservoir, Inc. | Method and system for modeling and predicting hydraulic fracture performance in hydrocarbon reservoirs |
| RU2592751C1 (en) * | 2012-10-05 | 2016-07-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Geometrical representation of planes fracture development |
| US20170218729A1 (en) * | 2014-01-24 | 2017-08-03 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Method and system for hydraulic fracturing based on skin factor analysis |
| CA2914348A1 (en) * | 2015-12-10 | 2016-12-14 | Fanhua Zeng | Method of modelling hydrocarbon production from fractured unconventional formations |
| US20200190977A1 (en) * | 2017-03-08 | 2020-06-18 | Reveal Energy Services, Inc. | Determining geometries of hydraulic fractures |
| RU2730576C1 (en) * | 2017-05-02 | 2020-08-24 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for predicting hydraulic fracturing of formation, method of hydraulic fracturing of formation, methods for predicting risks of formation hydraulic fracturing |
| CA3012203A1 (en) * | 2017-07-24 | 2019-01-24 | Reveal Energy Services, Inc. | Dynamically modeling a hydraulic fracture |
| RU2695411C1 (en) * | 2018-08-24 | 2019-07-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determining geometry of fractures during formation hydraulic fracturing (hff) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Sun et al. | Investigating the effect of improved fracture conductivity on production performance of hydraulically fractured wells: Field-case studies and numerical simulations | |
| AU2015210609B2 (en) | Geomechanical and geophysical computational model for oil and gas stimulation and production | |
| CA2919059C (en) | Modeling fluid displacement in a well system environment | |
| CN109522634B (en) | Numerical analysis method for compact gas multistage volume fracturing horizontal well | |
| US9418184B2 (en) | Determining flow through a fracture junction in a complex fracture network | |
| WO2015030837A1 (en) | Simulating fluid leak-off and flow-back in a fractured subterranean | |
| CA2890817C (en) | System, method and computer program product for determining placement of perforation intervals using facies, fluid boundaries, geobodies and dynamic fluid properties | |
| GB2563241A (en) | Hydraulic fracturing simulation | |
| US9810045B2 (en) | Connection conditions for modeling fluid transport in a well system environment | |
| Li et al. | Modeling tracer flowback in tight oil reservoirs with complex fracture networks | |
| US10366185B2 (en) | Generating a flow model grid based on truncation error threshold values | |
| Dontsov* et al. | Ultrafast hydraulic fracturing model for optimizing cube development | |
| CN113076676A (en) | Unconventional oil and gas reservoir horizontal well fracture network expansion and production dynamic coupling method | |
| CA2964250A1 (en) | Junction models for simulating proppant transport in dynamic fracture networks | |
| NO20180871A1 (en) | Hybrid 3d geocellular representation of selected natural fracture network subsets | |
| RU2745142C1 (en) | Method and system for modeling hydraulic fractures of a formation of finite/infinite conductivity and lateral-longtitudinal location relative to a horizontal wellbore | |
| CN107832482A (en) | Compact reservoir multi-scale facture network modelling and analogy method | |
| CN114580100B (en) | Method and device for calculating full wellbore pressure of fractured horizontal well and computer readable storage medium | |
| CN114183113A (en) | Method for simplifying and representing fracturing fracture morphology of shale gas well | |
| US11237296B2 (en) | Well fracture modelling | |
| AU2012396846B2 (en) | System, method and computer program product for evaluating and ranking geobodies using a Euler Characteristic | |
| Chai | An Efficient Method for Fractured Shale Reservoir Simulation & History Matching: The CEDFM Approach | |
| Yang et al. | Advanced dual-porosity and dual-permeability model for tight rock integrated primary depletion and enhanced oil recovery simulation | |
| Velasco et al. | Simplification workflow for hydraulically fractured reservoirs | |
| Ren et al. | Optimizing Refracturing Models in Tight Oil Reservoirs: An Integrated Workflow of Geology and Engineering Based on Four-Dimensional Dynamic Stress Field |