Моделювання та оптимізація технологічних параметрів гідравлічно-го розриву пласта в низькопроникних колекторах

Л. Б. Мороз; Б. М. Григораш

doi:10.31471/2304-7399-2026-22(83)-125-140

Автор(и)

Л. Б. Мороз Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу 76019, вул. Карпатська, 15, м. Івано-Франківськ, Україна https://orcid.org/0000-0002-5183-4940
Б. М. Григораш Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, вул. Карпатська, 15, м. Івано-Франківськ, 76019, Україна

DOI:

https://doi.org/10.31471/2304-7399-2026-22(83)-125-140

Ключові слова:

гідравлічний розрив пласта (ГРП), інтенсифікація видобутку, моделю-вання, GOHFER, пропант, CMHPG, дебіт, низькопроникний колектор, фільтраційні властивості.

Анотація

Актуальні проблеми сучасної нафтогазової галузі — підвищення продуктивності свердловин, що експлуатують низькопроникні та важкодоступні пласти. Основне увага зосереджена на дослідженні технології гідравлічного розриву пласта (ГРП) як одного з найбільш ефективних методів інтенсифікації видобутку вуглеводнів через створення штучних каналів високої провідності. Детально здійснено аналіз механізму формування тріщин у щільних пісниках, використовуючи сучасне комп'ютерне моделювання. У роботі побудовано статичну модель газонафтового родовища, яка дозволила оцінити вплив різних геолого-технологічних параметрів на кінцевий дебіт. Особливу наукову та практичну цінність має дослідження хімічних аспектів процесу. також, вивчено вплив таких реагентів, як карбоксиметил гідроксипропілгуару (CMHPG) та соляної кислоти (15% HCl) на динаміку розширення тріщин та збереження їх пропускної здатності. Оптимізовано процес закріплення тріщин. Обґрунтовано важливість ступеневого підбору концентрації пропанту під час запам'ятовування робочої рідини. Встановлено, що правильне відвідування стадію дозволяє уникнути передчасного «стопу» свердловини та забезпечити рівномірне заповнення створених каналів. За результатами моделювання в програмному комплексі GOHFER встановлено, що впровадження запропонованих режимів ГРП дозволяє досягти вражаючих результатів: приріст дебіту газу став близько 285%, а нафти — понад 300%. такі показники підтверджують високу економічну доцільність методу отримання фільтраційно-ємнісних властивостей.

Посилання

1. Economides, M. J., Oligney, R. E., & Valkó, P. P. (2002). Unified fracture design: Bridging the gap between theory and practice. Orsa Press.

2. Awaja, F., Zhang, S., Tripathi, M., Nikiforov, A., & Pugno, N. (2016). Cracks, microcracks and fracture in polymer structures: Formation, detection, autonomic repair. Progress in Materials Science, 83, 536–573. DOI: https://doi.org/10.1016/j.pmatsci.2016.07.007

3. Tiwari, A., Wiener, J., Arbeiter, F., Pinter, G., & Kolednik, O. (2020). Application of the material inhomogeneity effect for the improvement of fracture toughness of a brittle polymer. Engineering Fracture Mechanics, 224, Article 106776. DOI: https://doi.org/10.1016/j.engfracmech.2019.106776

4. Zhang, D., & Chen, Y. (2023). Advanced proppant transport mechanisms in complex fracture networks: A review of recent experimental and numerical studies. Journal of Petroleum Science and Engineering, 220, Article 111185.

5. Brown, E. N., White, S. R., & Sottos, N. R. (2004). Microcapsule induced toughening in a self-healing polymer composite. Journal of Materials Science, 39(5), 1703–1710. DOI: https://doi.org/10.1023/B:JMSC.0000016173.73733.dc

6. Kazemi, H., Fakcharoenphol, P., & Miskimins, J. L. (2013). Simulation of gel filtercake formation, gel cleanup, and post-frac well performance in hydraulically fractured gas wells. SPE Production & Operations, 28(03), 235–245. DOI: https://doi.org/10.2118/150104-MS

7. Barati, R., & Liang, J. T. (2014). A review of fracturing fluid systems used for hydraulic fracturing of oil and gas wells. Journal of Applied Polymer Science, 131(16), Article 40735. DOI: https://doi.org/10.1002/

app.40735

8. Uhrynovskyi, A. V., Moroz, L. B., & Kohut, H. M. (2022). Investigation of the efficiency of restrained oil displacement using of enhancing oil recovery methods. Journal of Achievements in Materials and Manufacturing Engineering, 110(1), 27–34. DOI: https://doi.org/10.5604/01.3001.0015.7029

9. Thombare, N., Jha, U., Mishra, S., & Siddiqui, M. Z. (2017). Borax cross-linked guar gum hydrogels as potential adsorbents for water purification. Carbohydrate Polymers, 168, 274–281. DOI: https://doi.org/10.1016/j.carbpol.2017.03.086

10. Gillard, N., Thomas, A., & Favero, C. (2013). Novel associative acrylamide-based polymers for proppant transport in hydraulic fracturing fluids. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. DOI: https://doi.org/10.2118/164072-MS

11. Sun, H., DeBenedictis, F., Zhou, J., Cutler, J., Royce, T., Nelson, S., & Qu, Q. (2013). Field case histories of a non-damaging guar alternative for linear gel application in slickwater fracturing. SPE European Formation Damage Conference & Exhibition. DOI: https://doi.org/10.2118/165130-MS

12. Guzman, D. D. (2013, February 20). Developing guar gum alternatives. Green Chemicals Blog.

13. Occupational Safety and Health Administration (OSHA). (2014). Hydraulic fracturing and flowback hazards other than respirable silica (OSHA 3763-12). U.S. Department of Labor. https://www.osha.gov/sites/default/files/publications/OSHA3763.pdf

14. Halliburton. (2026). GOHFER software: 3D fracture simulation and modeling. URL: https://www.halliburton.com/en-US/ps/stimulation/fracturing/fracture-modeling/gohfer-software.html