Коректна оцінка можливого об’єму заміщення фонду структур традиційних колекторів ущільненими пісковиками / карбонатами діючих родовищ і районів видобувної діяльності є дискусійним питанням не лише в Україні, а й за кордоном, що викликано параметричною невизначеністю та впливом особливостей фільтрації пластових флюїдів у нетрадиційних колекторах. Це призводить до завищення прогнозних показників розробки ущільнених газонасичених колекторів, зменшення коефіцієнту заміщення та збільшення темпів падіння видобутку. Тому метою дослідження була оцінка впливу коефіцієнта додаткового опору фільтрації, що виникає у зв’язку з великою швидкістю висхідного потоку флюїду як одного з ключових невизначених параметрів, на продуктивність свердловин та результуючі накопичені відбори газу. Проведено багатостадійний гідророзрив пласта в синтетичній горизонтальній свердловині, що була створена в програмному забезпеченні Petrel. За допомогою типових кореляцій визначено коефіцієнти додаткового опору (D-фактору) та побудовано гідродинамічну модель у програмному забезпеченні Eclipse. Проведено симуляції з різним значенням D-фактору для визначення його впливу на продуктивність на накопичені відбори для одного типу породи. Результати дослідження свідчать, що переоцінка може сягати 40 %, що є суттєвим під час підрахунку економічних показників доцільності буріння та проведення багатостадійного гідророзриву пласта. Запропонована вибірка та методологія для низькопроникних пластів, що зустрічаються на родовищах Дніпровсько-Донецької западини України, може бути використана газо- та нафтовидобувними компаніями для деталізованого аналізу невизначеностей та коректного планування стабілізації темпів падіння видобутку газу
Отримано 09.01.2024
Доопрацьовано 17.04.2024
Прийнято 31.05.2024
[1] Alakbarov, S., & Behr, A. (2020). Explicit numerical evaluation of productivity impairment in hydraulically fractured wells of gas condensate reservoirs. SPE Petroleum Technology Conference, 2020, article number SPE-201953-MS. doi: 10.2118/201953-MS.
[2] Barree, R.D., & Conway, M.W. (2004). Beyond beta factors: A complete model for Darcy, Forchheimer, and trans-Forchheimer flow in porous media. In SPE annual technical conference and exhibition (article number SPE-89325-MS). Houston: George R. Brown Convention Center. doi: 10.2118/89325-MS.
[3] Berawala, D.S., & Andersen, P.Ø. (2020). Numerical investigation of non-Darcy flow regime transitions in shale gas production. Journal of Petroleum Science and Engineering, 190, article number 107114. doi: 10.1016/j.petrol.2020.107114.
[4] Cornell, D., & Katz, D.L. (1953). Flow of gases through consolidated porous media. Industrial and Engineering Chemistry, 45(10), 2145-2152. doi: 10.1021/ie50526a021.
[5] Cramer, D.D. (2004). Analyzing well performance in hydraulically fractured gas wells: Non-ideal gases. In SPE annual technical conference and exhibition (article number SPE-90777-MS). Houston: George R. Brown Convention Center. doi: 10.2118/90777-MS.
[6] Darcy, H. (1856). The public fountains of the city of Dijon. Paris: Dalmont.
[7] Denney, D. (2005). Beyond beta factors: A model for Darcy, Forchheimer, and trans-Forchheimer flow in porous media. Journal of Petroleum Technology, 57(3), 43-45. doi: 10.2118/0305-0043-JPT.
[8] Ekeregbe, M.P. (2023). Determination of non-Darcy flow coefficient and completion skin from multi-rate test data with a decreasing effective skin. In SPE Nigeria annual international conference and exhibition (article number SPE-217119MS). Lagos: Expo Centre, Eko Hotel and Suites. doi: 10.2118/217119-MS.
[9] Elsanoose, A., Abobaker, E., Khan, F., Rahman, M.A., Aborig, A., & Butt, S.D. (2022). Characterization of a non-Darcy flow and development of new correlation of non-Darcy coefficient. Energies, 15(20), article number 7616. doi: 10.3390/en15207616.
[10] Ergun, S. (1952). Fluid flow through packed columns. Chemical Engineering Progress, 48(2), 89-94.
[11] Forchheimer, P. (1901). Water movement through soil. Zeitschrift des Vereins Deutscher Ingenieure, 45, 1781-1788.
[12] Ghahri, P., Jamiolahmady, M., & Sohrabi, M. (2011). Gas condensate flow around deviated and horizontal wells. In SPE EUROPEC/EAGE annual conference and exhibition (article number SPE-143577-MS). Vienna: Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/143577-MS.
[13] Hart, A.F., & Omobolanle, O.C. (2023). Darcy-Forchheimer’s model: Application in hydraulic fracturing design and optimisation. In SPE Nigeria annual international conference and exhibition (article number SPE-217106-MS). Lagos: Expo Centre, Eko Hotel and Suites. doi: 10.2118/217106-MS.
[14] Houpeurt, A. (1959). On the flow of gases in porous media. Revue de L’Institut Francais du Pétrole, 14(11), 1468-1684.
[15] Jones, B.R., van Rooy, J.L., & Dippenaar, M.A. (2020). Non-Darcian flow in unsaturated rock masses: Implications for permeability assessments. In ISRM international symposium – EUROCK (article number ISRM-EUROCK-2020-134). Trondheim: Clarion Hotel & Congress.
[16] Li, D., Corneliu-Liviu, I., Ehighebolo, I.T., Byron, H.Jr., Zhazbayeva, A., Yergaliyeva, B., & Francia, L. (2022). Modeling and simulation of non-Darcy or turbulent flow for oil wells. In SPE annual Caspian technical conference (SPE-212067-MS). Astana: Hilton Astana. doi: 10.2118/212067-MS.
[17] Ma, H., & Ruth, D. (1993). Physical explanations of non-Darcy effects for fluid flow in porous media. SPE Formation Evaluation, 12(01), 13-18. doi: 10.2118/26150-PA.
[18] Mustapha, H., de Langavant, L., & Ann Giddins, M.A. (2015). Darcy and non-Darcy flows in fractured gas reservoirs. In SPE reservoir characterisation and simulation conference and exhibition (article number SPE-175596). Abu Dhabi: Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/175596-MS.
[19] Olsen, K.E., Haidar, S., Milton-Tayler, D., & Olsen, E. (2004). Multiphase non-Darcy pressure drop in hydraulic fracturing. In SPE annual technical conference and exhibition (article number SPE-90406-MS). Houston: George R. Brown Convention Center. doi: 10.2118/90406-MS.
[20] Saboorian-Jooybari, H., & Pourafshary, P. (2015). Non-Darcy flow effect in fractured tight reservoirs: How significant is it at low rates and away from wellbores. In SPE Middle East unconventional resources conference and exhibition (SPE-172948-MS). Muscat: Al Bustan Palace. doi: 10.2118/SPE-172948-MS.
[21] Van Batenburg, D., & Milton-Tayler, D. (2005). Discussion of SPE 89325, “Beyond beta factors: A complete model for Darcy, Forchheimer, and trans-Forchheimer flow in porous media”. Journal of Petroleum Technology, 57(8), 72-74. doi: 10.2118/0805-0072-JPT.
[22] Wang, L., & Yu, W. (2019). Mechanistic simulation study of gas puff and huff process for Bakken tight oil fractured reservoir. Fuel, 239, 1179-1193. doi: 10.1016/j.fuel.2018.11.119.
[23] Zeng, F., & Zhao, G. (2010). The optimal hydraulic fracture geometry under non-Darcy flow effects. Journal of Petroleum Science and Engineering, 72(1-2), 143-157. doi: 10.1016/j.petrol.2010.03.012.
[24] Zhou, J.-Q., Chen, Y.-F., Tang, H., Wang, L., & Cardenas, M.B. (2019a). Disentangling the simultaneous effects of inertial losses and fracture dilation on permeability of pressurized fractured rocks. Geophysical Research Letters, 46, 8862-8871. doi: 10.1029/2019GL083355.
[25] Zhou, J.-Q., Chen, Y.F., Wang, L., & Cardenas, M.B. (2019b). Universal relationship between viscous and inertial permeability of geologic porous media. Geophysical Research Letters, 46, 1441-1448. doi: 10.1029/2018GL081413.