DYNAMICS OF THE DEVELOPMENT OF THE AUTOHYDROFRACTURE IN A FORMATION WITH ACCOUNT FOR SEDIMENTATION OF DISPERSE PARTICLES NEAR ITS BOUNDARIES

Cover Page

Cite item

Full Text

Open Access Open Access
Restricted Access Access granted
Restricted Access Subscription Access

Abstract

The system of maintenance of the formation pressure is associated with the appearance of technogenic fractures near injection wells, which leads to sharp watering of the extracted oil. Geomechanic simulators also leave out variations in the hydrodynamic fluxes due to adsorption and keeping of disperse particles in the porous medium. The quasi-one-dimensional model of the fracture development dynamics developed on the basis of mechanics of multiphase media allows one to take account of these effects. The numerical solution of these equations makes it possible to predict to a high precision the geometric parameters of a fracture at different moments of time.

About the authors

D. P Meteleva

Tyumen State University

Email: stud0000243536@study.utmn.ru
Tyumen, Russia

A. Ya Gil’manov

Tyumen State University

Email: a.y.gilmanov@utmn.ru
Tyumen, Russia

A. P Shevelev

Tyumen State University

Email: a.p.shevelev@utmn.ru
Tyumen, Russia

References

  1. He J.-C., Zhang K.-S., Liu H.-B., Tang M.-R., Zheng X.-L., Zhang G.-Q. Laboratory investigation on hydraulic fracture propagation in sandstone-mudstone-shale layers // Pet. Sci. 2022. V. 19. P. 1664–1673. https://doi.org/10.1016/j.petsci.2022.03.018
  2. Yan X., Yu H. Numerical simulation of hydraulic fracturing with consideration of the pore pressure distribution based on the unified pipe-interface element model // Eng. Fract. Mech. 2022. No. 108836. https://doi.org/10.1016/j.engfracmech.2022.108836
  3. Qiu G., Chang X., Li J., Guo Y., Zhou Z., Wang L., Wan Y., Wang X. Study on the interaction between hydraulic fracture and natural fracture under high stress // Theor. Appl. Fract. Mech. 2024. V. 130. No. 104259. P. 1–28.
  4. Байков В.А., Бураков И.М., Латыпов И.Д., Яковлев А.А., Асмандияров Р.Н. Контроль развития техногенных трещин автоГРП при поддержании пластового давления на месторождениях ООО “РН-Юганскнефтегаз” // Нефтяное хозяйство. 2012. № 11. С. 30–33.
  5. Давлетбаев А.Я., Байков В.А., Бикбулатова Г.Р., Асмандияров Р.Н., Назаргалин Э.Р., Слабецкий А.А., Сергейчев А.В., Нуриев Р.И. Промысловые исследования по изучению самопроизвольного развития техногенных трещин в нагнетательных скважинах // Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче, Москва, Россия, 14–16 октября 2014. Статья SPE-171232-RU. https://doi.org/10.2118/171232-RU
  6. Yang Y., Xiao W., Bernabe Y., Xie Q., Wang J., He Y., Li M., Chen M., Ren J., Zhao J., Zheng L. Effect of pore structure and injection pressure on waterflooding in tight oil sandstone cores using NMR technique and pore network simulation // J. Pet. Sci. Eng. 2022. V. 217. No. 110886. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110886
  7. Савенков Е.Б., Борисов В.Е. Математическая модель развития трещины гидроразрыва пласта в трехмерной пороупругой среде // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Механика. 2018. № 1. С. 5–17. https://doi.org/10.15593/perm.mech/2018.1.01
  8. Борисов В.Е., Иванов А.В., Критский Б.В., Савенков Е.Б. Вычислительные алгоритмы для моделирования динамики развития флюидонаполненной трещины в пороупругой среде // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Механика. 2021. № 2. С. 24–35. https://doi.org/10.15593/perm.mech/2021.2.03
  9. Смирнов Н.Н., Тагирова В.Р. Автомодельные решения задачи о формировании трещины гидроразрыва в пористой среде // Изв. РАН. МЖГ. 2007. № 1. С. 70–82.
  10. Киселев А.Б., Кайжуй Л., Смирнов Н.Н., Пестов Д.А. Моделирование течения жидкости в трещине гидроразрыва неоднородно трещиностойкого пласта в плоско-трехмерной постановке // Изв. РАН. МЖГ. 2021. № 2. С. 15–28.
  11. Черный С.Г., Лапин В.Н., Есипов Д.В., Куранаков Д.С. Методы моделирования зарождения и распространения трещин. Новосибирск: Издательство СО РАН, 2016. 312 с.
  12. Шляпкин А.С., Татосов А.В. О решении задачи гидроразрыва пласта в одномерной математической постановке // Нефтяное хозяйство. 2020. № 12. С. 118–121. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-12-118-121
  13. Agarwal S., York J., Foster J.T., Sharma M.M. Coupling peridynamics with the classical methods for modeling hydraulic fracture growth in heterogeneous reservoirs // SPE J. 2021. V. 26. No. 5. P. 2651–2669. https://doi.org/10.2118/205393-PA
  14. Paullo Munoz L.F., Mejia C., Rueda J., Roehl D. Pseudo-coupled hydraulic fracturing analysis with displacement discontinuity and finite element methods // Eng. Fract. Mech. 2022. V. 274. No. 108774. https://doi.org/10.1016/j.engfracmech.2022.108774
  15. Zhou Y., Yang D., Zhang X., Chen W., Xia X. Numerical investigation of the interaction between hydraulic fractures and natural fractures in porous media based on an enriched FEM // Eng. Fract. Mech. 2020. V. 235. No. 107175. https://doi.org/10.1016/j.engfracmech.2020.107175
  16. Geertsma J., Haafkens R.A. Comparison of the theories for predicting width and extent of vertical hydraulically induced fractures // J. Energy Res. Tech. 1979. V. 101. No. 1. P. 8–19. https://doi.org/10.1115/1.3446866
  17. Detournay E., Cheng A.H.-D., McLennan J.D. A poroelastic PKN hydraulic fracture model based on an explicit moving mesh algorithm // J. Energy Resour. Technol. 1990. V. 112. No. 4. P. 224–230.
  18. Байков В.А., Булгакова Г.Т., Ильясов А.М., Кашапов Д.В. К оценке геометрических параметров трещины гидроразрыва пласта // Изв. РАН. МЖГ. 2018. No. 5. С. 64–75.
  19. Nordgren R.P. Propagation of a vertical hydraulic fracture // SPE J. 1972. V. 12. No. 4. P. 306–314. https://doi.org/10.2118/3009-PA
  20. Yunpeng W., Tiankui G., Ming C., Zhanqing Q., Zunpeng H., Jinhao C., Dingwei W. Numerical study on simultaneous propagation of multiple fractures: a method to design nonuniform perforation and in-stage diversion // SPE J. 2023. V. 28. No. 5. P. 2514–2533. https://doi.org/10.2118/214696-PA
  21. Карнаков П.В., Куранаков Д.С., Лапин В.Н., Черный С.Г., Есипов Д.В. Особенности распространения трещины гидроразрыва породы при закачке в нее смеси проппанта и жидкости // Теплофизика и аэромеханика. 2018. № 4. С. 611–628.
  22. Ентов В.М., Зазовский А.Ф., Стелин И.Б., Хараидзе Д.М. Одномерная модель распространения трещины гидроразрыва // Материалы IX Всесоюзного семинара “Численные методы решения задач фильтрации. Динамика многофазных сред”. Новосибирск: ИТПМ СО АН СССР. 1989. С. 91–95.
  23. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993. 416 с.
  24. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.
  25. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. М., Ленинград: ГИТТЛ, 1947. 244 с.
  26. Никитин В.Ф., Глебов С.М., Душин В.Р., Тьерсилен М., Максименко А. Двумерное моделирование процесса очистки трещины гидроразрыва с учетом бокового притока жидкости из окружающей пористой насыщенной породы // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 1. Матем., мех. 2007. № 6. C. 31–40.
  27. Никитин В.Ф., Душин В.Р., Глебов С.М. Одномерное моделирование вытеснения вязкой жидкости из пористой среды с учетом бокового притока // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 1. Матем., мех. 2007. № 2. C. 44–53.
  28. Есипов Д.В., Куранаков Д.С., Лапин В.Н., Чёрный С.Г. Математические модели гидроразрыва пласта // Вычислительные технологии. 2014. № 2. С. 52–54.
  29. Atkinson C., Eftaxiopoulos D.A. Numerical and analytical solution for the problem of hydraulic fracturing from cased and cemented wellbore // Intern. J. Solids and Structures. 2002. V. 39. № 6. P. 1621–1650.
  30. Зубков В.В., Кошелев В.Ф., Линьков А.М. Численное моделирование инициирования и роста трещин гидроразрыва // ФТПРПИ. 2007. № 1. С. 45–63.
  31. Мартынюк П.А. Особенности развития трещин гидроразрыва в поле сжатия // ФТПРПИ. 2008. № 6. C. 19–29.
  32. Боронин C.А., Осипцов А.А. Влияние миграции частиц на течение суспензии в трещине гидроразрыва // Изв. РАН. МЖГ. 2014. № 2. С. 80–94.
  33. Osiptsov A.A. Fluid mechanics of hydraulic fracturing: a review // J. Pet. Sci. Eng. 2017. V. 156. P. 513–535. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.05.019
  34. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimulation. New York: John Wiley & Sons, 2000. 856 p.
  35. Mendelsohn D.A. A review of hydraulic fracture modeling. Part I: General concepts, 2D models, motivation for 3D modeling // Ibid. 1984. V. 106. No. 3. P. 369–376.
  36. Geertsma J. Chapter 4. Two-dimensional fracture propagation models // Recent advances in hydraulic fracturing. Monograph Ser. V. 12. Richardson: SPE, 1989. P. 81–94.
  37. Adachi J., Siebrits E., Peirce A., Desroches J. Computer simulation of hydraulic fractures // Intern. J. Rock Mech. Mining Sci. 2007. V. 44. P. 739–757.
  38. Mathias S.A., van Reeuwijk M. Hydraulic fracture propagation with 3-D leak-off // Transp. Porous Med. 2009. V. 80. P. 499–518.
  39. Yue M., Zhang Q., Zhu W., Zhang L., Song H., Li J. Effects of proppant distribution in fracture networks on horizontal well performance // J. Pet. Sci. Eng. 2020. V. 187. No. 106816. P. 1–12. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106816
  40. Barboza B.R., Chen B., Li C. A review on proppant transport modelling. // J. Pet. Sci. Eng. 2021. V. 204. No. 108753. P. 1–13. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108753
  41. Redekop E.P., Boronin S.A., Tolmacheva K.I., Burukhin A.A., Osiptsov A.A., Belonogov E.V. Effects of salinity and rock clogging on injectivity dynamics of flooding wells: Experiments, modeling and validation on field data // J. Pet. Sci. Eng. 2021. V. 202. No. 108504. P. 1–18. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108504
  42. Боронин С.А., Осипцов А.A., Толмачева К.И. Многоконтинуальная модель фильтрации суспензии в пористой среде // Изв. РАН. МЖГ. 2015. № 6. С. 50–62.
  43. Tolmacheva K.I., Boronin S.A, Osiptsov A.A. Formation damage and cleanup in the vicinity of flooding wells: Multifluid suspension flow model and calibration on lab data // J. Pet. Sci. Eng. 2019. V. 178. P. 408–418. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.03.035
  44. Bedrikovetsky P., Siqueira F.D., Furtado C.A., Souza A.L.S. Modified particle detachment model for colloidal transport in porous media // Transp. Porous Med. 2011. V. 86. P. 353–383. https://doi.org/10.1007/s11242-010-9626-4
  45. Vaz A., Bedrikovetsky P., Fernandes P.D., Badalyan A., Carageorgos T. Determining model parameters for non-linear deep-bed filtration using laboratory pressure measurements // J. Pet. Sci. Eng. 2017. V. 151. P. 421–433. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.01.001
  46. Байков В.А., Давлетбаев А.Я., Усманов Т.С., Степанова З.Ю. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах // Нефтегазовое дело. 2011. № 1. С. 65–77.

Supplementary files

Supplementary Files
Action
1. JATS XML
Download

Copyright (c) 2025 Russian Academy of Sciences