Том 337 № 2 (2026)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2026/2/5068
О возможности надежной оценки параметров системы «пласт–скважина» по данным краткосрочных кривых восстановления давления в горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта
Актуальность. Связана с необходимостью поиска решений, позволяющих повысить достоверность результатов интерпретации гидродинамических исследований горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта, находящих в настоящее время свое широкое применение при разработке месторождений нефти и газа с трудноизвлекаемыми запасами. Цель. Разработка методов повышения достоверности оценки параметров системы «пласт–скважина» по данным гидродинамических исследований горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта на основе получения отклика на радиально-подобный режим. Методы. Инструменты аналитического и численного моделирования кривых восстановления и стабилизации давления. Результаты и выводы. Особенности суперпозиции давления при интерференции трещин гидроразрыва в горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта определяют возникновение радиально-подобного режима на среднем этапе замера кривой восстановления давления в том случае, когда остановке скважины предшествует кратковременная отработка. Для такого режима получена эмпирическая зависимость, при помощи которой можно с приемлемой степенью погрешности оценить гидропроводность пласта kh/µ. Показано, что возникновение радиально-подобного режима для пластов с проницаемостью порядка 0,1 мД преимущественно можно только на начальном этапе эксплуатации скважины. Представлена методика, которая позволяет получить достоверные результаты интерпретации на основе проведения комплекса гидродинамических исследований скважины с достижением радиально-подобного режима. По результатам слепого тестирования методики на синтетических кривых восстановления давления выявлено, что помимо отклика на радиально-подобный режим важную роль в повышении достоверности интерпретации играет последующий переходный режим, характер настройки модели на который также предопределяет дальнейшие шаги интерпретации. На основе анализа синтетических кривых для пластов с проницаемостью порядка 0,01–0,1 мД выявлено, что выход на радиально-подобный режим сохраняется достаточно длительное время даже для сложной истории отработки. Хотя длительность выхода на радиально-подобный режим в таких скважинах находится пределах 1–3 мес., предлагаемые исследования имеют потенциал применения при проведении опытно-промышленных работ.
Ключевые слова:
гидродинамические исследования, горизонтальная скважина, многостадийный гидроразрыв пласта, гидропроводность, радиально-подобный режим
Библиографические ссылки:
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Walker L. Technology focus: unconventional and tight reservoirs (July 2024) // Journal of Petroleum Technology. – 2024. – Vol. 76. – P. 88–89. DOI: https://doi.org/10.2118/0724-0088-JPT
2. Опыт применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта в условиях низкопроницаемых отложений тюменской свиты месторождений ООО «РН-Уватнефтегаз» / А.В. Аржиловский, А.С. Грищенко, Д.С Смирнов., С.А. Корниенко, Р.Р. Баисов, В.В. Овчаров, Р.Р. Зиазев // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 74–76. DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-2-74-76
3. Разработка комплексного подхода с целью повышения эффективности подбора геолого-технических мероприятий для горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта в условиях низкопроницаемых коллекторов / А.И. Исхакова, Ю.О. Бобренёва, И.И. Вахитов, Е.Л. Егоров // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 10. – С. 73–77. DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-10-73-77
4. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Применение промыслово-геофизического контроля для оптимизации разработки месторождений нефти и газа. Т. 2. Роль гидродинамико-геофизического мониторинга в управлении разработкой. – М: Издательство «ИКИ», 2020. – 780 с.
5. Houzé O., Viturat D., Fjaere O.S. Dynamic Data Analysis, v5.60.02 – Kappa, 2025. – 788 p. URL: https://www.kappaeng.com/downloads/ddabook (дата обращения 15.03.2025).
6. Malallah A., Nashawi I.S., Algharaib M. A comprehensive analysis of transient rate and rate derivative data of an oil well intercepted by infinite conductivity hydraulic fracture in closed systems // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2024. – Vol. 14. – P. 805–822. DOI: https://doi.org/10.1007/s13202-023-01732-0
7. Сергеев В.Л., Донг Ван Хоанг. Адаптивная интерпретация гидродинамических исследований горизонтальных скважин с идентификацией псевдорадиального потока. // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2017. – Т. 328. – № 10. – С. 67–73.
8. Оценка динамики добычных возможностей нефтегазовых горизонтальных скважин с многостадийным ГРП по результатам гидродинамических исследований на основе диагностики ранних режимов течения / А.Н. Никонорова, К.А. Ворон, М.И. Кременецкий, В.В. Борисов, А.В. Бахмутов, Д.А. Воронин, Д.М Лазуткин. // Экспозиция Нефть Газ. – 2024. – № 6. – С. 50–56. DOI: https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-6-50-56
9. Абрамов Т.А., Индрупский И.М. Особенности и информативные возможности раннерадиального режима на КВД в горизонтальных скважинах с близко расположенными трещинами МГРП // Записки Горного института. – 2025. – Т. 726. – Вып. 2. – С. 29-48.
10. Гришина Е.И., Кременецкий М.И., Буянов А.В. Прогноз выработки неоднородного пласта в горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта по результатам комплексных геофизических и гидродинамических исследований // Нефтепромысловое дело. – 2020. – №5 (617). – С. 38–43.
11. Kuchuk F., Bringham W.E. Transient Flow in Elliptical Systems // SPE Journal. – 1974. – № 19 (06). – P. 401–410. DOI: https://doi.org/10.2118/7488-PA
12. Tiab D. Analysis of pressure and pressure derivative without type-curve matching – III. Vertically fractured wells in closed systems // SPE Western Regional Meeting. – Anchorage, Alaska, May 1993. – Paper № SPE-26138-MS. – 11 p. DOI: https://doi.org/10.2118/26138-MS
13. Escobar F.H., Montealegre M., Cantillo J.H. Conventional analysis for characterization of bi-radial (elliptical) flow in infinite-conductivity vertical fractured wells. // CT&F – Ciencia, Tecnología y Futuro. – 2006. – Vol. 3. – № 2. – P. 141–147.
14. Apte S.S, Lee W.J. Elliptical flow regimes in horizontal wells with multiple hydraulic fractures // SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition. – The Woodlands, Texas, USA, January 2017. – Paper № SPE-184856-MS. – 10 p. DOI: https://doi.org/10.2118/184856-MS.
15. Amini S., Ilk D., Blasingame T.A. Evaluation of the elliptical flow period for hydraulically-fractured wells in tight gas sands – theoretical aspects and practical considerations // SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, College Station. – Texas, U.S.A., January 2007. – Paper № SPE-106308. – 13 p. DOI: https://doi.org/10.2118/106308-MS
16. Badazhkov D., Ovsyannikov D., Kovalenko A. Analysis of production data with elliptical flow regime in tight reservoirs // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. – Moscow, Russia, October 2008. – Paper № SPE-117023. – 10 p. DOI: https://doi.org/10.2118/117023-MS
17. Study on pressure propagation in tight oil reservoirs with stimulated reservoir volume development / W. Zhu, Y. Liu, Z. Li, M. Yue, D. Kong // ACS Omega. – 2021. – № 6. – P. 2589−2600. DOI: https://dx.doi.org/10.1021/acsomega.0c04661
18. Pressure-transient behaviors of wells in fractured reservoirs with natural- and hydraulic-fracture networks / Z. Chen, X. Liao, W. Yu, K. Sepehrnoori // SPE Journal. – 2019. – Vol. 24. – P. 375–394. DOI: https://doi.org/10.2118/194013-PA
19. Kamal M. et al. Transient Well Testing. – Richardson: Society of Petroleum Engineers, 2009. – 849 p.
20. Контроль совершенства вскрытия низкопроницаемых коллекторов скважинами со сложным заканчиванием по результатам циклических гидродинамических исследований / М.И. Кременецкий, А.Н. Никонорова, К.А. Ворон, Д.Н. Гуляев, А.В. Бахмутов // Экспозиция Нефть Газ. – 2024. – № 8. – С. – 68–77. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-68-77
21. Bourdet, D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models. – Amsterdam: Elsevier, 2002. – 426 p.
REFERENCES
1. Walker L. Technology focus: unconventional and tight reservoirs. Journal of Petroleum Technology, 2024, vol. 76, pp. 88–89. DOI: https://doi.org/10.2118/0724-0088-JPT
2. Arzhilovsky A.V., Grischenko A.S., Smirnov D.S., Kornienko S.A., Baisov R.R., Ovcharov V.V., Ziazev R.R. A case study of drilling horizontal wells with multistage hydraulic fracturing in low-permeable reservoirs of the Tyumen formation at the fields of RN-Uvatneftegas. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2021, no. 2, pp. 74–76. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-2-74-76
3. Iskhakova A.I., Bobreneva Yu.O., Vakhitov I.I., Egorov E.L. Development of an integrated approach to increase the efficiency of selection of workover program for horizontal wells with multistage hydraulic fracturing with low and ultra-low permeability reservoirs. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2024, no. 10, pp. 73–77. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-10-73-77
4. Kremenetsky M.I., Ipatov A.I. Application of field development surveillance to optimize the development of oil and gas fields. Vol. 2. The role of well testing and production logging in reservoir development. Moscow; Izhevsk, Institute of Computer Science Publ., 2020. 780 p. (In Russ.)
5. Houzé O., Viturat D., Fjaere O.S. Dynamic Data Analysis, v5.42. Kappa, 2021. 776 p. Available at: https://www.kappaeng.com/downloads/ddabook (accessed 15 March 2025).
6. Malallah A., Nashawi I.S., Algharaib M. A comprehensive analysis of transient rate and rate derivative data of an oil well intercepted by infinite conductivity hydraulic fracture in closed systems. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2024, vol. 14, pp. 805–822. DOI: https://doi.org/10.1007/s13202-023-01732-0
7. Sergeev V.L., Dong Van Hoang. Adaptive interpretation of pressure transient tests of horizontal wells with pseudoradial flow identification. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering, 2017, vol. 328, no. 10, pp. 67–73.
8. Nikonorova A.N., Voron K.A., Kremenetsky M.I., Borisov V.V., Bakhmutov A.V., Voronin D.A., Lazutkin D.M. Evaluation of production potential dynamics of oil and gas horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing based on early flow regimes at pressure transient analysis. Exposition Oil Gas, 2024, no. 6, pp. 50–56. (In Russ). DOI: https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-6-50-56
9. Abramov T.A., Indrupskiy I.M. Features and informative possibilities of early radial flow regime for buildups recorded in horizontal wells with closely-spaced multistage hydraulic fractures. Journal of Mining Institute, 2025, vol. 276, Iss. 2, pp. 29-48.
10. Grishina E.I., Kremenetsky M.I., Buyanov A.V. Forecast of heterogeneous formation in horizontal wells subjected to a multistage hydraulic fracturing by the data of integrated geophysical and hydrodynamic studies. Oilfield engineering, 2020, no. 5, pp. 38–43. (In Russ.)
11. Kuchuk F., Bringham W.E. Transient flow in elliptical systems. SPE Journal, 1974, no. 19 (06), pp. 401–410. DOI: https://doi.org/10.2118/7488-PA
12. Tiab D. Analysis of pressure and pressure derivative without type-curve matching – III. Vertically fractured wells in closed systems. SPE Western Regional Meeting. Anchorage, Alaska, May 1993. Paper № SPE-26138-MS,. 11 p. DOI: https://doi.org/10.2118/26138-MS
13. Escobar F.H., Montealegre M., Cantillo J.H. Conventional analysis for characterization of bi-radial (elliptical) flow in infinite-conductivity vertical fractured wells. CT&F – Ciencia, Tecnología y Futuro, 2006, vol. 3, no. 2, pp. 141–147.
14. Apte S.S, Lee W.J. Elliptical flow regimes in horizontal wells with multiple hydraulic fractures. SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition. The Woodlands, Texas, USA, January 2017. Paper no. SPE-184856-MS. 10 p. DOI: https://doi.org/10.2118/184856-MS.
15. Amini S., Ilk D., Blasingame T.A. Evaluation of the elliptical flow period for hydraulically-fractured wells in tight gas sands – theoretical aspects and practical considerations. SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference. College Station, Texas, U.S.A., January 2007. Paper no. SPE-106308. 13 p. DOI: https://doi.org/10.2118/106308-MS
16. Badazhkov D., Ovsyannikov D., Kovalenko A. Analysis of production data with elliptical flow regime in tight reservoirs. SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. Moscow, Russia, October 2008. Paper no. SPE-117023. 10 p. DOI: https://doi.org/10.2118/117023-MS
17. Zhu W., Liu Y., Li Z., Yue M., Kong D. Study on pressure propagation in tight oil reservoirs with stimulated reservoir volume development. ACS Omega, 2021, no. 6, pp. 2589−2600. DOI: https://dx.doi.org/10.1021/acsomega.0c04661
18. Chen Z., Liao X., Yu W., Sepehrnoori K. Pressure-transient behaviors of wells in fractured reservoirs with natural- and hydraulic-fracture networks. SPE Journal, 2019, vol. 24, pp. 375–394. DOI: https://doi.org/10.2118/194013-PA
19. Kamal M. Transient well testing. Richardson, Society of Petroleum Engineers, 2009. 849 p.
20. Kremenetsky M.I., Nikonorova A.N., Voron K.A., Guljaev D.N., Bakhmutov A.V. Well completion effectiveness surveillance for low-permeability reservoirs for wells with complex completion based on periodic pressure transient tests. Exposition Oil Gas, 2024, no. 8, pp. 68–77. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-8-68-77
21. Bourdet, D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models. Amsterdam, Elsevier, 2002. 426 p.
