georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2024.3.13geores-332Research ArticleНЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИOIL AND GAS CONTENT OF THE NORTH OF WESTERN SIBERIAИнтегрированное моделирование многозонного гидроразрыва низкопроницаемых коллекторовIntegrated Modeling of Multi-Stage Hydraulic Fracturing of Low-Permeable ReservoirsАстафьевВ. Н.AstafyevV. N.

Владимир Николаевич Астафьев – ведущий эксперт по интенсификации добычи

127018, Москва, ул. Двинцев, д. 12, корп. 1

Vladimir N. Astafyev – Leading Expert on Production Enhancement

Build. 1, 12, Dvintsev st., Moscow, 127018

vladimir.astafyev@burservis.ruМитрофановГ. М.MitrofanovG. M.

Георгий Михайлович Митрофанов – доктор физ.-мат. наук, доцент, главный научный сотрудник

630090, Новосибирск, пр. Ак. Коптюга, д. 3

Georgiy M. Mitrofanov – Dr Sci. (Physics and Mathematics), Chief Researcher

3, Ac. Koptug ave. Novosibirsk, 630090

MitrofanovGM@ipgg.sbras.ruООО «БурСервис»РоссияBurServis LLC; Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Branch of the Russian Academy of SciencesRussian FederationИнститут нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАНРоссияTrofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Branch of the Russian Academy of SciencesRussian Federation202430092024263116125Copyright © Астафьев В.Н., Митрофанов Г.М., 20242024Астафьев В.Н., Митрофанов Г.М.Astafyev V.N., Mitrofanov G.M.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/332

Наиболее эффективным методом разработки низкопроницаемых коллекторов является многозонный гидроразрыв пласта (МГРП), что подтверждается его интенсивным развитием в России. Особенностью моделирования гидроразрыва пласта низкопроницаемых коллекторов является не только необходимость расчета оптимальных параметров трещин МГРП и их взаимного расположения, но и учет влияния гидроразрыва на изменения фильтрационных свойств пласта. Для создания оптимальной модели МГРП потребовалось совершенствование существующих методик и их оптимизация с применением 3D-моделирования. С использованием петрофизической, геологической, гидродинамической, геомеханической и литолого-геохимической моделей пласта в качестве входных данных создана новая методика оптимизации МГРП. Взаимосвязь входных моделей и их обратная связь с результатами калибровки модели гидроразрыва на основе анализа параметров ГРП и работы скважины позволяют уменьшить влияние субъективного фактора на моделирование и построить более корректные модели многозонного гидроразрыва пласта. Показано, что применение интегрированного моделирования позволяет не только создать оптимальные модели МГРП, но и определить набор дополнительных исследований, необходимых для уточнения данных и корректного построения моделей. Предложенный подход опробован на нескольких месторождениях с совершенно различными геолого-геофизическими характеристиками пластов. С применением этого подхода впервые в России разработаны и опробованы технологии высокоскоростного гибридного МГРП высокотемпературных нефтяных пластов и МГРП низкотемпературных газовых пластов с использованием жидкости на углеводородной основе для разработки низкопроницаемых туронских, юрских, ачимовских коллекторов и нетрадиционных залежей баженовской свиты.

The most effective method for developing lowpermeability reservoirs is multi-stage hydraulic fracturing (MSHF), which is confirmed by its intensive development in Russia. A feature of modeling hydraulic fracturing of low-permeability reservoirs is not only the need to calculate the optimal parameters of multi-stage hydraulic fractures and their relative positions, but also taking into account the influence of hydraulic fracturing on changes in the filtration properties of the formation. To create an optimal multi-stage hydraulic fracturing model, it is necessary to improve existing techniques and optimize them using 3D modeling, which in turn requires the use of extended well and laboratory research methods. As a result of the research performed, a new method for optimizing multi-stage hydraulic fracturing was created using input data from constructed petrophysical, lithologicalgeochemical, geomechanical, geological and hydrodynamic models. Direct interconnection of the input models and their inverse relationship with the results of calibration of the hydraulic fracturing model based on the analysis of hydraulic fracturing parameters and well operation reduce the influence of the subjective factor on the modeling and build more correct models of multi-stage hydraulic fracturing. It is shown that the integrated modeling allows to create optimal multi-stage hydraulic fracturing models, and also to determine a set of additional studies necessary to clarify the data for correct design of the models. The proposed approach was tested in several fields with completely different geological and geophysical characteristics of the formations. For the first time in Russia MZHF technology for low-temperature gas formations using hydrocarbon-based fluid and high-speed hybrid MSHF of high-temperature oil formations were developed and performed. This became the basis for the development of low-permeability Turonian, Jurassic, Achimov reservoirs and unconventional deposits of the Bazhenov formation.

многозонный гидроразрыв пластаоптимизация МГРП3D-моделированиетрудноизвлекаемые запасынизкопроницаемые пластыmulti-stage hydraulic fracturingoptimization3D modelinghard-to-recover reserveslow-permeability formationsReferencesАстафьев В.Н., Воробьев В.В., Самойлов М.И. (2023). Комплексирование геофизических, петрофизических и геомеханических методов для построения модели гидравлического разрыва низкопроницаемых коллекторов на примере туронских и юрских отложений Западной Сибири. Территория «НЕФТЕГАЗ», (1–2), с. 40–48.Andreev A., Astafyev V., Samoilov M. (2020). Integrated Approach to Multistage Fracturing Design. SPE Symposium: Hydraulic Fracturing in Russia. Experience and Prospects, SPE-203896-MS. https://doi.org/10.2118/203896-MSЕлкин С.В., Алероев А.А., Веремко Н.А., Чертенков М.В. (2016). Модель для расчета дебита горизонтальной скважины в зависимости от числа трещин гидроразрыва пласта. Нефтяное хозяйство, (1), с. 64–67.Astafyev V., Samoilov M., Fayzullin I., Kuvshinov I., Mitin A., Fedorov G., Gaponov M., Ovchinnikov K., Khusainov R. Fedorov E., Lushev M. (2020). A Decade of Multi-Zone Fracturing Treatments in Russia. SPE Symposium: Hydraulic Fracturing in Russia. Experience and Prospects, SPE-203883-MS. https://doi.org/10.2118/203883-MSКазаков Е.Г., Файзуллин И.Г., Сайфутдинов Э.Ф., Корепанов А.А., Чебыкин Н.В., Конопелько А.Ю. (2019). Оптимизация технологий многостадийного гидроразрыва пласта в коллекторах с близким расположением газонефтяного и водонефтяного контактов и наличием слабовыраженных барьеров с низким контрастом напряжений. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти, (3), c. 73–77.Astafyev V.N., Vorobyev V.V., Samoilov M.I. (2023). Integration of geophysical, petrophysical and geomechanical methods for constructing a model of hydraulic fracturing of low-permeability reservoirs by the example of Turonian and Jurassic formations of Western Siberia (In Russ). Territoriya Neftegaz, 1–2, pp. 40–48. (In Russ.)Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. (2016). Геологические факторы смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа. Деловой журнал «Neftegaz.RU», (3), с. 80–90.Barree R.D., Cox S.A., Miskimins J.L., Gilbert J.V., Conway M.W. (2015). Economic Optimization of Horizontal-Well Completions in Unconventional Reservoirs. SPE Production & Operations, 30(4), pp. 293–311. https://doi.org/10.2118/168612-PAСтаровойтова Б.Н., Головин С.В., Кавунникова Е.А., Шель Е.В., Падерин Г.В. (2019). Оптимизация дизайна гидроразрыва пласта для горизонтальной скважины. Нефтяное хозяйство, (8), с. 106–110. https:// doi.org/10.24887/0028-2448-2019-8-106-110Britt L.K., Smith M.B. (2009). Horizontal Well Completion, Stimulation Optimization, and Risk Mitigation. SPE Eastern Regional Meeting, SPE-125526-MS. https://doi.org/10.2118/125526-MSAndreev A., Astafyev V., Samoilov M. (2020). Integrated Approach to Multistage Fracturing Design. SPE Symposium: Hydraulic Fracturing in Russia. Experience and Prospects, SPE-203896-MS. https://doi.org/10.2118/203896-MSElkin S.V., Aleroev A.A., Veremko N.A., Chertenkov M.V. (2016). Flowrate calculation model for fractured horizontal well depending on frac stages number. Neftyanoe khozyaystvo = Oil industry, 1, pp. 64–67. (In Russ.)Astafyev V., Samoilov M., Fayzullin I., Kuvshinov I., Mitin A., Fedorov G., Gaponov M., Ovchinnikov K., Khusainov R. Fedorov E., Lushev M. (2020). A Decade of Multi-Zone Fracturing Treatments in Russia. SPE Symposium: Hydraulic Fracturing in Russia. Experience and Prospects, SPE-203883-MS. https://doi.org/10.2118/203883-MSFayzullin I.G., Metelkin D.V., Berezovskiy Y.S., Shurunov A.V., Churakov A.V., Gaynetdinov R.R., Kazakov E.G., Gayfullin A.R., Ivshin A.V., Prutsakov A.S., Chebykin N.V., Uchuev R.P. (2020). An Up-To-Date Approach to the Integration of Engineering Solutions for Stimulation of Low-Permeable Reservoirs of the Achimov Thickness. SPE Russian Petroleum Technology Conference, SPE-202053-MS. https://doi.org/10.2118/202053-MSBarree R.D., Cox S.A., Miskimins J.L., Gilbert J.V., Conway M.W. (2015). Economic Optimization of Horizontal-Well Completions in Unconventional Reservoirs. SPE Production & Operations, 30(4), pp. 293–311. https://doi.org/10.2118/168612-PAKaluder Z., Nikolaev M., Davidenko I., Leskin F., Martynov M., Shishmanidi I., Platunov A., Chong K.K., Astafyev V., Shnitiko A., Fedorenko E. (2014). First High-Rate Hybrid Fracture in Em-Yoga Field, West Siberia, Russia. Offshore Technology Conference-Asia, OTC-24712-MS. https://doi.org/10.4043/24712-MSBritt L.K., Smith M.B. (2009). Horizontal Well Completion, Stimulation Optimization, and Risk Mitigation. SPE Eastern Regional Meeting, SPE-125526-MS. https://doi.org/10.2118/125526-MSKazakov E.G., Fayzullin I.G., Sayfutdinov E.F., Korepanov A.A., Chebykin N.V., Konopelko A.Yu. (2019). Optimization of multistage hydraulic fracturing technologies in reservoirs with close oil-gas and water-oil contacts and the presence of weak barriers with low stress contrast. PROneft, 3, pp. 73–77. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/2587-7399-2019-3-73-77Fayzullin I.G., Metelkin D.V., Berezovskiy Y.S., Shurunov A.V., Churakov A.V., Gaynetdinov R.R., Kazakov E.G., Gayfullin A.R., Ivshin A.V., Prutsakov A.S., Chebykin N.V., Uchuev R.P. (2020). An Up-To-Date Approach to the Integration of Engineering Solutions for Stimulation of Low-Permeable Reservoirs of the Achimov Thickness. SPE Russian Petroleum Technology Conference, SPE-202053-MS. https://doi.org/10.2118/202053-MSLushev M., Markin M., Dubnitskiy I., Vorobyev V. (2015). Determining Methods of Static Mechanical Properties of Poorly Consolidated Sandrocks (by the Example of the Yuzhno-Russkoye Field). SPE Russian Petroleum Technology Conference, SPE-176592-MS. https://doi.org/10.2118/176592-MSKaluder Z., Nikolaev M., Davidenko I., Leskin F., Martynov M., Shishmanidi I., Platunov A., Chong K.K., Astafyev V., Shnitiko A., Fedorenko E. (2014). First High-Rate Hybrid Fracture in Em-Yoga Field, West Siberia, Russia. Offshore Technology Conference-Asia, OTC-24712-MS. https://doi.org/10.4043/24712-MSMikhailov N.N., Motorova K.A., Sechina L.S. (2016). Geological factors of wettability of oil and gas formations. (2016). Neftegaz.RU, 3(51), pp. 80–90. (In Russ.)Lushev M., Markin M., Dubnitskiy I., Vorobyev V. (2015). Determining Methods of Static Mechanical Properties of Poorly Consolidated Sandrocks (by the Example of the Yuzhno-Russkoye Field). SPE Russian Petroleum Technology Conference, SPE-176592-MS. https://doi.org/10.2118/176592-MSStarovoytova B.N., Golovin S.V., Kavunnikova E.A., Shel E.V., Paderin G.V. (2019). Hydraulic fracture design for horizontal well. Neftyanoe khozyaystvo = Oil industry, 8, pp. 106–110. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-8-106-110

The authors declare that there are no conflicts of interest present.