Особливості формування та параметризації системи тріщин багатостадійного гідророзриву в ущільнених колекторах за різних підходів моделювання

Автор(и)

  • Олег Андрійович Лукін Івано-франківський національний технічний університет нафти і газу, Україна https://orcid.org/0009-0005-5194-628X
  • Олександр Романович Кондрат Івано-франківський національний технічний університет нафти і газу, Україна https://orcid.org/0000-0003-4406-3890

DOI:

https://doi.org/10.15587/1729-4061.2026.350413

Ключові слова:

явне моделювання, низько проникні колектори, багатостадійний ГРП (гідророзрив пласта), тіньовий ефект

Анотація

Об’єктом дослідження є система штучно створених тріщин під час проведення багатостадійного гідророзриву пласта у низькопроникних газонасичених колекторах. Вирішується проблема параметризації об’єкту дослідження при обмеженій вхідній геомеханічній інформації. Отримано результати моделювання тріщин, їх геометричних та фільтраційних параметрів, використовуючи аналітичні та явні числові методи. Інтерпретація отриманих результатів показала обмеженість аналітичних методів при врахуванні геомеханічних властивостей порід, а саме їх колекторські та геомеханічні неоднорідності та дизайну стимуляції. Як результат – значно вища невизначеність при прогнозуванні видобутку, тому що тріщини представлені усередненими значеннями ключових параметрів (L = 120-330 м , w = 2.4 – 7.8 мм) для визначення продуктивності свердловин. Явний метод продемонстрував вищу гнучкість та адаптивність у залежності від наявності вхідних даних. Отримані усереднені результати показали схожість ключових параметрів (L = 199 – 339 м, w = 7 – 10 мм , Cf = 774 – 1098 мД*м),  що підтверджує валідність обох методів. Проте можливість детального опису ключових параметрів тріщин в явному методі представлення, зокрема 3D-геометрії, зміни товщини (w = 3 – 11 мм) та розподілу пропанту по площі тріщини (Cp = 75%), робить цей метод більш пріоритетним для проведення досліджень.

Використання явного методу, на відмінну від аналітичного, дозволяє визначити асиметричність флангів тріщини відносно напрямку мінімального горизонтального напруження, зміну товщини та провідності вздовж тріщини, розподіл та концентрацію пропанту. Це все призводить до звуження поля невизначеностей при подальшому прогнозуванні видобутку із горизонтальних свердловин із багатостадійним гідророзривов під час розробки ущільнених колекторів, що є практичною задачею подальшого використання отриманих результатів

Біографії авторів

Олег Андрійович Лукін, Івано-франківський національний технічний університет нафти і газу

Аспірант

Кафедра видобування нафти і газу

Олександр Романович Кондрат, Івано-франківський національний технічний університет нафти і газу

Доктор технічних наук, професор

Кафедра видобування нафти і газу

Посилання

  1. Chen, B., Barboza, B. R., Sun, Y., Bai, J., Thomas, H. R., Dutko, M., Cottrell, M., Li, C. (2021). A Review of Hydraulic Fracturing Simulation. Archives of Computational Methods in Engineering, 29 (4), 1–58. https://doi.org/10.1007/s11831-021-09653-z
  2. Ju, Y., Wu, G., Wang, Y., Liu, P., Yang, Y. (2021). 3D Numerical Model for Hydraulic Fracture Propagation in Tight Ductile Reservoirs, Considering Multiple Influencing Factors via the Entropy Weight Method. SPE Journal, 26 (05), 2685–2702. https://doi.org/10.2118/205385-pa
  3. Hu, Y., Li, X., Zhang, Z., He, J., Li, G. (2021). Numerical modeling of complex hydraulic fracture networks based on the discontinuous deformation analysis (DDA) method. Energy Exploration & Exploitation, 39 (5), 1640–1665. https://doi.org/10.1177/0144598720981532
  4. Liu, C., Wang, Z. (2022). Numerical simulation of hydraulic fracture propagation in shale with plastic deformation. International Journal of Fracture, 238 (2), 115–132. https://doi.org/10.1007/s10704-022-00659-7
  5. State Research and Development Enterprise “State Geological Information Fund of Ukraine”. Available at: https://geoinf.kiev.ua/wp/index-eng.html
  6. Ukraine Oil & Gas Industry Guide 2021. Embracing investment opportunities. Available at: https://www.geo.gov.ua/wp-content/uploads/presentations/en/oil-and-gas-guide-2021.pdf
  7. Adachi, J., Siebrits, E., Peirce, A., Desroches, J. (2007). Computer simulation of hydraulic fractures. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 44 (5), 739–757. https://doi.org/10.1016/j.ijrmms.2006.11.006
  8. Li, W., Liang, Z., Zhao, C. (2025). Hydraulic fracturing of reservoirs containing rough discrete fracture networks: FDEM-UPM approach. Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering. https://doi.org/10.1016/j.jrmge.2025.05.023
  9. Zhang, R.-H., Zhang, L.-H., Wang, R.-H., Zhao, Y.-L., Huang, R. (2018). Simulation of a multistage fractured horizontal well in a water-bearing tight fractured gas reservoir under non-Darcy flow. Journal of Geophysics and Engineering, 15 (3), 877–894. https://doi.org/10.1088/1742-2140/aaa5ce
  10. Suri, Y., Zahidul Islam, S., Hossain, M. (2020). Numerical Modelling of Proppant Transport in Hydraulic Fractures. Fluid Dynamics & Materials Processing, 16 (2), 297–337. https://doi.org/10.32604/fdmp.2020.08421
  11. Shi, X., Huang, H., Zeng, B., Guo, T., Jiang, S. (2022). Perforation cluster spacing optimization with hydraulic fracturing-reservoir simulation modeling in shale gas reservoir. Geomechanics and Geophysics for Geo-Energy and Geo-Resources, 8 (5). https://doi.org/10.1007/s40948-022-00448-5
  12. Krasnikova, O., Lisny, G., Vyzhva, S. (2021). Current state of application of hydraulic fracturing microseismic monitoring methods. Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, 4 (95), 64–71. https://doi.org/10.17721/1728-2713.95.08
  13. Nasiri, A. (2015). A Comparison Study of KGD, PKN and a Modified P3D Model. https://doi.org/10.13140/RG.2.1.3860.7201
  14. Al Mteiri, S., Suboyin, A., Rahman, M. M., Haroun, M. (2020). Hydraulic Fracture Propagation and Analysis in Heterogeneous Middle Eastern Tight Gas Reservoirs: Influence of Natural Fractures and Well Placement. ACS Omega, 6 (1), 799–815. https://doi.org/10.1021/acsomega.0c05380
  15. Ibrahim, A. F. (2024). Optimizing cluster spacing in multistage hydraulically fractured shale gas wells: balancing fracture interference and stress shadow impact. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 14 (7), 2297–2313. https://doi.org/10.1007/s13202-024-01831-6
  16. Al-Attar, H., Alshadafan, H., Al Kaabi, M., Al Hassani, A., Al Mheiri, S. (2020). Integrated optimum design of hydraulic fracturing for tight hydrocarbon-bearing reservoirs. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10 (8), 3347–3361. https://doi.org/10.1007/s13202-020-00990-6
  17. Shi, X., Ge, X., Gao, Q., Han, S., Zhang, Y., Kong, X. (2024). Numerical simulation of hydraulic fracture propagation from recompletion in refracturing with dynamic stress modeling. Geomechanics and Geophysics for Geo-Energy and Geo-Resources, 10 (1). https://doi.org/10.1007/s40948-024-00880-9
  18. Sun, C., Zhang, Y., Han, L., Liu, M., Hu, J. (2025). Impacts of fracturing fluid viscosity and injection rate variations on the fracture network propagation in deep coalbed reservoirs. AIP Advances, 15 (6). https://doi.org/10.1063/5.0278402
  19. Wang, J., Peng, G., Cong, Z., Hu, B. (2023). Hydraulic Fracture Propagation and Proppant Transport Mechanism in Interlayered Reservoir. Energies, 16 (13), 5017. https://doi.org/10.3390/en16135017
  20. Alajmei, S. (2023). Accurate Prediction of the Proppant Distribution in a Hydraulically Fractured Stage. ACS Omega, 8 (40), 37080–37089. https://doi.org/10.1021/acsomega.3c04509
  21. Lukin, O., Kondrat, O. (2024). Utilizing well-reservoir pseudo-connections for multi-stage hydraulic fracturing modeling in tight gas saturated formations. Mining of Mineral Deposits, 18 (2), 113–121. https://doi.org/10.33271/mining18.02.113
Особливості формування та параметризації системи тріщин багатостадійного гідророзриву в ущільнених колекторах за різних підходів моделювання

##submission.downloads##

Опубліковано

2026-02-27

Як цитувати

Лукін, О. А., & Кондрат, О. Р. (2026). Особливості формування та параметризації системи тріщин багатостадійного гідророзриву в ущільнених колекторах за різних підходів моделювання. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 1(7 (139), 38–48. https://doi.org/10.15587/1729-4061.2026.350413

Номер

Том 1 № 7 (139) (2026): Прикладна механіка

Розділ

Прикладна механіка

Ліцензія

Авторське право (c) 2026 Oleh Lukin, Oleksandr Kondrat

Creative Commons License

Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.

Закріплення та умови передачі авторських прав (ідентифікація авторства) здійснюється у Ліцензійному договорі. Зокрема, автори залишають за собою право на авторство свого рукопису та передають журналу право першої публікації цієї роботи на умовах ліцензії Creative Commons CC BY. При цьому вони мають право укладати самостійно додаткові угоди, що стосуються неексклюзивного поширення роботи у тому вигляді, в якому вона була опублікована цим журналом, але за умови збереження посилання на першу публікацію статті в цьому журналі.

Ліцензійний договір – це документ, в якому автор гарантує, що володіє усіма авторськими правами на твір (рукопис, статтю, тощо).
Автори, підписуючи Ліцензійний договір з ПП «ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ЦЕНТР», мають усі права на подальше використання свого твору за умови посилання на наше видання, в якому твір опублікований. Відповідно до умов Ліцензійного договору, Видавець ПП «ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ЦЕНТР» не забирає ваші авторські права та отримує від авторів дозвіл на використання та розповсюдження публікації через світові наукові ресурси (власні електронні ресурси, наукометричні бази даних, репозитарії, бібліотеки тощо).
За відсутності підписаного Ліцензійного договору або за відсутністю вказаних в цьому договорі ідентифікаторів, що дають змогу ідентифікувати особу автора, редакція не має права працювати з рукописом.
Важливо пам’ятати, що існує і інший тип угоди між авторами та видавцями – коли авторські права передаються від авторів до видавця. В такому разі автори втрачають права власності на свій твір та не можуть його використовувати в будь-який спосіб.