Қазақстанның мұнай-газ саласының хабаршысыҚазақстанның мұнай-газ саласының хабаршысы2707-42262957-806XKMG Engineering10845910.54859/kjogi108459Научная статьяСопоставление различных подходов численного моделирования методов интенсификации притока к скважинеТерентьевАлексей Алексеевич<p>ведущий инженер отдела разработки месторождений высоковязкой нефти</p>terentevaa1@samnipi.rosneft.ruДуркинСергей Михайлович<p>главный эксперт по разработке</p>durkinsm@samnipi.rosneft.ruПчелаКонстантин Васильевич<p>главный менеджер проекта</p>PchelaKV@samnipi.rosneft.ruООО «СамараНИПИнефть»2007202242951000106202202062022Copyright © 2022, Терентьев А.А., Дуркин С.М., Пчела К.В.2022<p><em>В данной работе рассматривается численное моделирование методов интенсификации притока к скважине с использованием различных подходов. Для моделирования солянокислотного воздействия был применен подход, основанный на изменении коэффициента продуктивности скважины, а также подход, который заключался в использовании химической реакции в гидродинамической модели. Критерием качественного прогнозирования технологических показателей разработки являлись фактические данные по одной из скважин месторождения-аналога рассматриваемого объекта. В результате расчетов на примере реального месторождения в условиях протяженных горизонтальных скважин получены приросты дополнительной добычи нефти при различных подходах моделирования процесса солянокислотной обработки. Выявлено, что в условиях протяженных горизонтальных скважин использование отрицательных значений скин-факторов кратно увеличивает добычу нефти по сравнению с подходом композиционного моделирования с протеканием химических реакций. Проведен анализ чувствительности к объему и концентрации закачанной кислоты с помощью специализированного программного обеспечения. Установлено, что в результате учета химической реакции при композиционном моделировании эффект от солянокислотной обработки существенно зависит от состава горной породы, скорости реакции, концентрации и объема закачанной кислоты. Многостадийный гидроразрыв пласта моделировался с использованием инструмента планарных систем трещин и модели дискретной системы трещин. Выявлено небольшое расхождение результатов расчета гидродинамической модели между данными методами моделирования многостадийного гидравлического разрыва пласта.</em></p>hydrochloric acid treatment of wellsmulti-stage hydraulic fracturingnumerical modelinghorizontal wellsplanar fracture systemdiscrete fracture system modelұңғымаларды тұз қышқылымен өңдеужер қабатын сумен көп сатылы ажыратусандық үлгілеукөлденең ұңғымаларпланарлық жарылу жүйесідискретті жарылу жүйесінің үлгісісолянокислотная обработка скважинмногостадийный гидравлический разрыв пластачисленное моделированиегоризонтальные скважиныпланарная система трещинмодель дискретной системы трещин1.Computer Modeling Group Ltd. STARS, CMG: Version 2020 User’s Guide. – Calgary, Alberta, Canada, 2020.2.Фоломеев А.Е. Совершенствование технологии кислотного воздействия на высокотемпературные карбонатные коллекторы. Дисс. канд. техн. наук. – Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, 2020. // Folomeev A.E. Sovershenstvovanie tehnologii kislotnogo vozdejstvija na vysokotemperaturnye karbonatnye kollektory [Improving the technology of acid treatment of high-temperature carbonate reservoirs]. Kand. techn. nauk. diss – Ufimskii gosudarstvennyi neftjanoi tehnicheskii universitet [The Ufa State Petroleum Technological University], Ufa, 2020.