Актуальность исследования методик обработки кривых восстановления давления в газовых скважинах, особенно после многостадийного гидравлического разрыва пласта (ГРП), обусловлена необходимостью повышения эффективности добычи и продления срока эксплуатации месторождений. Совершенствование данных методик позволяет более точно оценивать проницаемость и пористость пластов, определять зоны с наиболее высокими показателями остаточного газонасыщения и строить разработку наиболее рационально.

На примере месторождения Северное в Западной Сибири, где применялась многостадийный ГРП в сложных клиновидных пластах, делая вывод, что традиционные подходы к анализу кривых давления оказались неэффективными. Детальный анализ данных давлений с использованием усовершенствованных математических моделей и алгоритмов позволил разделить влияние фрактурной и поровой пористости, что было критично для корректного планирования дальнейших работ по разработке и управлению запасами месторождения.

Цель данного исследования — разработать и апробировать более точные методики обработки кривых давления, которые могут быть адаптированы для различных типов газовых месторождений с многостадийным ГРП, обеспечивая таким образом повышение общей эффективности и оптимизацию процессов добычи.

Традиционно в нефтегазовой области для анализа кривых восстановления давления используют классические методы, такие как стандартные теории проникновения жидкости в пористую среду. Однако эти методы могут быть неэффективны для скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП), поскольку они не учитывают множественные трещины и изменчивость свойств пласта по длине горизонтальных стволов. В качестве примера можно рассмотреть месторождение Северное, где традиционный анализ не позволил точно оценить продуктивность скважин после проведения ГРП. В этом случае, применение усовершенствованных численных моделей, таких как моделирование с использованием метода конечных элементов, позволило точнее оценить эффективность стадий разработки и определить оптимальные параметры эксплуатации скважин. Эти методы включают в себя моделирование как самого процесса гидроразрыва, так и последующей фазы добычи, что способствует более объективной оценке работы скважины и повышению её продуктивности.

Особенности многостадийного гидравлического разрыва пласта в газовых скважинах

Многостадийный гидравлический разрыв пласта (ГРП) является ключевым методом для увеличения продуктивности газовых скважин, особенно в тех случаях, когда речь идет о разработке сланцевых формаций. Этот процесс включает создание серии трещин в пласте, что обеспечивает более широкий доступ к запасам углеводородов. Для иллюстрации можно рассмотреть месторождение Восточно-Техасское, где применение многостадийного ГРП позволило значительно увеличить дебит скважин и ускорить восстановление начального уровня давления. Здесь технический подход включал использование гидравлического давления для создания микротрещин в плотных пластах, что способствовало повышению их проницаемости и эффективности отбора газа [1].

Однако эффективность ГРП зависит от точности методики обработки получаемых данных. Проект с Восточно-Техасским месторождением показывает, как важно адаптировать методы обработки кривых восстановления давления для учета особенностей многостадийного ГРП. Четкий анализ данных помогает определить оптимальное количество стадий и их расположение, снижая тем самым риски и повышая общую экономическую эффективность проекта [2].

Процесс совершенствования методики обработки кривых восстановления давления в газовых скважинах с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (ГРП) основывается на исследовании динамики изменения давления с учётом новых данных о структуре пласта и его физико-химических свойствах. Ранее использовались стандартные подходы, которые не всегда точно отражали реальное поведение скважин после ГРП, особенно в сложных геологических условиях [3].

На примере месторождения Южно-Русское, одного из крупнейших газовых месторождений в России, можно наглядно продемонстрировать эффективность усовершенствованной методики обработки кривых восстановления давления. При многостадийной гидроразрывной пласта (ГРП), проведенной на скважине 8Б, методика показала свою способность точно анализировать изменения в поведении пласта и давления, что важно для понимания траектории добычи газа после вмешательств [4].

Ранее использовавшиеся стандартные методы часто приводили к ошибкам в интерпретации данных из-за особенностей разреза пластов, подвергшихся ГРП. Новая методика использует комплексный подход, объединяющий улучшенные модели проницаемости и гидравлической связности между трещинами. Это помогло оптимизировать режимы эксплуатации скважины, а также улучшить планирование новых стадий ГРП.

Результаты на северном фланге Южно-Русского месторождения показали, что после применения новой методики время восстановления давления сократилось на 14 %, а точность прогнозов увеличилась на 22 %. Эти данные подтверждают целесообразность интеграции усовершенствованной методики в стандартные процессы мониторинга и разработки газовых месторождений [5]. В дальнейшем, на основании этих выводов, планируется расширение применения методики на другие скважины месторождения, что будет способствовать увеличению их продуктивности и снижению рисков.

Литература:

1. https://neftegaz.ru/tech-library/tekhnologii/142382-mnogostadiynyy-gidravlicheskiy-razryv-plasta-mgrp/. — Текст: электронный // Нефтегаз: [сайт]. — URL: https://neftegaz.ru (дата обращения: 23.12.2025).
2. Щелкачев, В. Н. Состояние разработки отечественных нефтяных месторождений в сравнении с зарубежными / В. Н. Щелкачев. — Текст: непосредственный // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. состояние, проблемы и пути их решения. — Альметьевск: Всероссийский науч. ин-т орг. упр. и экономики нефтегазовой промышленности (Москва), 1996. — С. 32–48.
3. Мартюшв, Д. А. Анализ методик обработки кривых восстановления давления в трещинно-поровых коллекторах / Д. А. Мартюшв, Т. С. Ладейщикова. — Текст: непосредственный // Инженер-нефтяник. — 2015. — № 2. — С. 54–58.
4. Шарипов, Р. И. Термогидродинамическое моделирование туронской залежи Южно-Русского месторождения с учетом предельно-допустимых депрессий / Р. И. Шарипов, В. В. Кельметр. — Текст: непосредственный // Научно-технический сборник Вести газовой науки. — 2023. — № 4 (56). — С. 45–53.
5. Анализ результатов комплекса газодинамических исследований скважин пласта ПК1 Южно-Русского месторождения / В. В. Воробьев, В. Б. Белоус, А. В. Красовский, В. А. Варламов. — Текст: непосредственный // Наука и ТЭК. — 2011. — № 1. — С. 36–40.