Идентификация динамики обводнения добывающей скважины после прорыва техногенной трещины от нагнетательной

Техногенные трещины, образующиеся в результате закачки воды, могут соединять нагнетательные и добывающие скважины. Однако доля добываемой воды часто увеличивается лишь после первоначально умеренного отклика, возникающего после прорыва. Мы предполагаем, что это замедленное ускорение обусловлено зависящей от времени утечкой через стенки трещины: взвешенные частицы осаждаются и образуют фильтрационную корку, постепенно уменьшая проницаемость стенок трещины, что обеспечивает рост доли закачиваемой воды, поступающей в добывающую скважину. Современные законы утечки явно связывают ее с ростом фильтрационной корки и динамическими эффектами поперечного потока. Мы формулируем упрощенную одномерную модель для уже существующей трещины, соединяющей две скважины. Поток вдоль трещины описывается законом Пуазейля для щели с учетом распределенной утечки, пропорциональной разнице давлений между трещиной и пластом. Засорение вводится как увеличивающееся со временем сопротивление утечке, что согласуется с концепциями образования фильтрационной корки/скина, широко используемыми в моделировании потерь жидкости. Для доли закачиваемой воды, поступающей в добывающую скважину, упрощенная форма дает явное выражение, которое непосредственно соответствует прогнозу обводненности при постоянном дебите жидкости. Пример, рассчитанный для месторождения в Западной Сибири, воспроизводит распространенное наблюдение: обводненность увеличивается с ~30 % при прорыве до >90 % в течение ~3 месяцев без изменения режимов работы скважин. Мы также обсуждаем, почему добывающие скважины действуют как аттракторы траекторий для медленно развивающихся трещин, вызванных закачкой, посредством пороупругих возмущений напряжений, и почему ствол скважины может остановить трещину после пересечения, что согласуется с взаимодействием трещины и скважины в рамках механики разрушения типа «остановочного отверстия».

1. Witherspoon P. A., Wang J. S., Iwai K., Gale J. E. Validity of cubic law for fluid flow in a deformable rock fracture. Technical information report. 1979;23 (No. LBL-9557). Lawrence Berkeley National Lab.(LBNL), Berkeley, CA (United States). https://doi.org/10.2172/5704312

2. Zhao Y., Lu G., Zhang L., Yang K., Li X., Luo J. Physical simulation of waterflooding development in large-scale fractured-vuggy reservoir considering filling characteristics, Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020;(191):107328, https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107328

3. Lavrov A. Modified leak-off equation for hydraulic fracture modelling. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2025;15(6):107. https://doi.org/10.1007/s13202-025-02007-6

4. Zenchenko E. V., Turuntaev S. B., Nachev V. A., Chumakov T. K., Zenchenko P. E. Study of the Interaction of a Hydraulic Fracture with a Natural Fracture in a Laboratory Experiment Based on Ultrasonic Transmission Monitoring. Energies. 2024;17(2):277. https://doi.org/10.3390/en17020277

5. Yi T., Peden J. M. A comprehensive model of dynamic fluid loss in hydraulic fracturing. SPE Production & Facilities. 1994;9(04):267–272. https://doi.org/10.2118/25493-PA

6. Berchenko I., Detournay E. Deviation of hydraulic fractures through poroelastic stress changes induced by fluid injection and pumping. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. 1997;34(6):1009–1019. https://doi.org/10.1016/S0148-9062(97)00005-3

7. Yarushina V. M., Bercovic, D., Oristaglio M. L. (2013). Rock deformation models and fluid leak-off in hydraulic fracturing. Geophysical Journal International. 2013;194(3):1514–1526, https://doi.org/10.1093/gji/ggt199

8. Alshoaibi A. M., Fageehi Y. A. Finite Element Simulation of a Crack Growth in the Presence of a Hole in the Vicinity of the Crack Trajectory. Materials. 2022;15(1):363. https://doi.org/10.3390/ma15010363

9. Эберт Г. Краткий справочник по физике: справочное издание / перевод со 2-го нем. изд. Н. М. Шикуниной; под ред. К. П. Яковлева. Москва: Физматгиз; 1963. 552 с.

10. Yang M., Li M.-C., Wu Q., Growcock F. B., Chen Y. Experimental study of the impact of filter cakes on the evaluation of LCMs for improved lost circulation preventive treatments. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020;(191):107152. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107152

11. Liu Y., Guo J., Chen Z. Leakoff characteristics and an equivalent leakoff coefficient in fractured tight gas reservoirs. Journal of natural gas science and engineering. 2016;(31):603–611. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2016.03.054

12. Settari, A. A new general model of fluid loss in hydraulic fracturing. Society of Petroleum Engineers Journal. 1985;25(04):491–501. https://doi.org/10.2118/11625-PA

13. Miskimins J. L., editor. Hydraulic fracturing: fundamentals and advancements. Richardson, Texas, USA: Society of Petroleum Engineers. 2019:1–795.