Научный архив: статьи

В данной работе рассматривается проблема исследования низкопроницаемых пластов по данным ГДИ в горизонтальной скважине с МГРП. Получены численная 1D и приближенная аналитические модели притока газа к одной трещине ГРП в горизонтальной скважине с МГРП при постоянном дебите после пуска скважины в эксплуатацию. На основе разработанной модели были получены аналитические выражения для оценки площади поверхности трещины ГРП и объема заполненного газом порового пространства пласта между трещинами МГРП, а также выражения для установления факта образования в пласте искусственной трещиноватости в стимулированной зоне пласта. Определены значения площади трещин ГРП, при которых влияние объема скважины не оказывают существенного влияния на результаты расчетов с использование предложенных моделей.

Освоение метаноугольных месторождений - многоэтапный технологический процесс, контроль реализации которого и управление системой разработки осуществляются с применением комплекса промыслово-геофизических и гидродинамических исследований. В рамках этой работы рассмотрены результаты практического применения методов анализа и мониторинга освоения метаноугольных месторождений, направленных на снижение ключевых неопределенностей при выборе промысловых объектов и на понимание состояния прискважинной зоны угольных пластов в процессе добычи метана.

Представлен научно-практический подход, базирующийся на комплексном внедрении технологии ударно-вращательного бурения скважин на площадях Кузнецкого угольного бассейна с последующим проведением гидродинамических исследований фильтрационных характеристик угольных пластов на неустановившихся режимах фильтрации пластового флюида. Предложенный комплекс позволяет обеспечить эффективность геологоразведочных работ, повысить качество получения данных геолого- промысловых характеристик пластов для последующего выбора объектов при подсчете запасов метана угольных пластов.

Приведена краткая характеристика метаноугольных месторождений, указаны необходимые геологические, технологические и экономические условия их разработки, а также отличительные особенности эксплуатации скважин для добычи метана угольных пластов (МУП). Освещен мировой опыт промышленной добычи МУП. Приведены данные минерально-сырьевой базы МУП мира и России. Раскрыт потенциал угольных басссейнов и месторождений России как базы для развертывания широкомасштабной добычи МУП. На примере опытной комплексной разработки месторождений Кузбасса показаны перспективность и целесообразность заблаговременного извлечения метана из угольных пластов.

Аннотация: При добыче угля одной из основных проблем высокопроизводительной и безопасной разработки газоносных угольных пластов является проблема поддержания безопасной концентрации метана в атмосфере горных выработок. Одним из направлений повышения безопасности и эффективности рационального комплексного освоения угольных месторождений является заблаговременная дегазация шахтных полей скважинами, пробуренными с поверхности. Для проектирования заблаговременной дегазации шахтных полей возможно применение трехмерных геолого-фильтрационных моделей, позволяющих детально описывать процессы миграции флюида в пласте. Геолого-гидродинамические модели позволяют оценивать снижение газоносности угольных пластов при отборе метана из угольных пластов во времени. Продолжительность заблаговременной дегазации определяется временем достижения планируемых уровней остаточной газоносности угольных пластов в контуре горных работ до начала их разработки. Ключевым вопросом в улучшении качества моделей и повышении эффективности их использования является разработка методики построения геолого-гидродинамических моделей. В настоящей работе предложена методика построения геолого-гидродинамических моделей для контроля снижения уровней газоносности угольных пластов при заблаговременной дегазации шахтных полей скважинами, пробуренными с поверхности. Анализ полученных результатов подтверждает возможность применения геолого-гидродинамической модели для анализа состояния выработки по газу проектного пласта на участках заблаговременной дегазации. Гидродинамическая модель (ГДМ) позволяет определить скорости снижения газоносности, остаточные запасы метана в угольных пластах, застойные зоны, наиболее продуктивные пропластки в геологическом разрезе. Применение геолого-гидродинамических моделей с учетом представленной методики дает не только качественную, но и количественную характеристику объекта и детальное изменение его геолого-промысловых характеристик во времени, что позволит дополнительно контролировать процесс ведения очистных работ.

Требования действующих методических документов по разведке и освоению газовых месторождений не в полной мере соответствуют задачам разведки и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми (в том числе нетрадиционными) ресурсами газа, в связи с чем при подготовке таких месторождений к промышленному освоению возникает необходимость разработки специальных нормативно-методических документов. Отдельного внимания заслуживает вопрос терминологического и классификационного обеспечения работ по проектированию и освоению месторождений с трудноизвлекаемыми ресурсами и запасами газа. В настоящей работе предложена классификация для систематизации этих ресурсов и запасов газа по видам трудноизвлекаемых полезных ископаемых, в отношении которых право пользования участком недр может предоставляться для разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых в соответствии с действующим законодательством.

Аннотация: Моделирование разработки пластовых систем метаноугольных месторождений со сложной структурой порово-трещинного пространства требует учета упругих характеристик породы пласта и насыщающих его флюидов. При вскрытии скважинами коллекторов с естественной трещиноватостью параметр сжимаемости породы (деформационные свойства) может оказывать существенное влияние на продуктивность скважин. При вскрытии угольных пластов скважинами и вызове притока флюидов путем снижения пластового давления происходит увеличение эффективного напряжения, в результате упругое противодействие пласта вышележащему горному массиву уменьшается, что приводит к уменьшению раскрытости трещин и снижению проницаемости. С другой стороны, при снижении пластового давления в угольных пластах ниже давления начала десорбции создаются условия для нарушения термодинамического равновесия существования сорбированного метана в веществе угля. В результате десорбции метана и его дальнейшей диффузии в порово-трещинное пространство происходит усадка матрицы вещества угля, развитие микротрещиноватости, поэтому проницаемость порово-трещинного пространства увеличивается. Деформационные процессы, происходящие при этом, описываются весьма сложными многопараметрическими моделями, базирующимися на различных геолого-промысловых параметрах пластов и физико-механических свойствах угля. Для реализации математических моделей, описывающих изменение фильтрационных свойств угольных пластов при активных процессах десорбции метана и фильтрации пластового флюида, требуется привлечение дополнительной информации о физико-механических свойствах угольных пластов, что заставляет задействовать расширенные комплексы лабораторных исследований керна и дополнительные методы геофизических исследований скважин с применением волнового акустического широкополосного каротажа с кросс-дипольными источниками колебаний. Данная работа посвящена оценке влияния сжимаемости системы трещин угольного коллектора и усадки матрицы породы на гидродинамические процессы при добыче метана в пластовых условиях. Abstract: Modelling development of the bedded systems of the coalbed methane fi elds with complex structure of the porous-fi ssured volume requires consideration of elasticity of reservoir rocks and saturating fl uids. When the wells open the reservoirs with natural fracturing, the rock compressibility factor (deformation properties) can ultimately aff ect the well performance. When exposing a bed and provoking the infl ow of fl uids by means of the in-situ pressure reduction, the yield stress increases inducing reduction of the elastic resistance to an upper rock mass, narrowing of crack openings, and decrease of reservoir permeability. On the other hand, in case of a coalbed when the in-situ pressure grows less the pressure of the initial desorption, there are the favorable conditions to break the thermodynamic balance necessary for existence of an occluded methane in the coal matter. Due to methane desorption and its further diff usion into a porous-fi ssured volume, the coal matter matrix shrinks, the micro cracks appear, and the permeability of the reservoir increases. The correspondent deformation processes are described with the rather complicated mathematical multiple-parameter models on the grounds of various geological and technical characteristics of the reservoirs and the physical-mechanical properties of coal. To realize the mathematical models describing dynamics of the coalbed fi ltration properties accompanied with active methane desorption and filtration of an in-situ fl uid, the additional information on the physical-mechanical properties of the coalbed is needed. This factor requires the advanced laboratory core testing and the wide-band acoustic well logging with the cross-dipole oscillation sources. The article estimates the effect of a coalbed reservoir cracks compressibility and the rock matrix shrinkage on the hydrodynamic processes during the methane in-situ production For citation: Kuznetsov R. V., Shishlyaev V. V. Modelling development of coalbed methane deposits systems in the light of coal matrix shrinkage and cleat compressibility // Vesti gazovoy nauki. - 2022. - No. 3 (52). - P. 207-216.

Аннотация: Важнейшим этапом организации разработки метаноугольных месторождений является выбор наиболее перспективных пластов в угленосном разрезе, что напрямую связано с изучением фильтрационных параметров пластов. В случае угольных пластов кроме традиционных параметров - пористости и проницаемости - необходимо определить также трещиноватую сжимаемость пластов, которая кардинально влияет на продуктивность метаноугольных скважин. Как и в случае традиционных нефтегазовых резервуаров, наиболее эффективными способом оценки фильтрационных свойств угольных пластов являются методы гидродинамических исследований скважин. Целью данной работы является разработка инженерного подхода к оценке начальной проницаемости и трещиноватой сжимаемости угольного пласта. Оценку фильтрационных свойств угольных пластов предлагается проводить в результате количественной интерпретации забойных давлений, полученных при испытаниях скважин по технологии инжекционных тестов. Интерпретация проводится с использованием цилиндрически симметричной гидродинамической модели инжекции воды и последующей выстойки скважины, которая учитывает изменение трещиноватой пористости и проницаемости с давлением. Поскольку для увеличения продуктивности метаноугольных скважин часто используют гидроразрыв угольного пласта, для оценки длины трещины ГРП инжекционные тесты предлагается проводить также после ГРП. Для количественной интерпретации этих тестов разработана квазиодномерная модель течения в пласте с трещиной гидроразрыва, которая использует представление о площади поверхности фильтрации, зависящей от эффективного расстояния до поверхности трещины. Разработанные в статье подходы к оценке фильтрационных параметров угольных пластов и длины трещины ГРП использованы для определения фильтрационных характеристик глубокозалегающих угольных пластов Нарыкско-Осташкинского метаноугольного месторождения Кузбасса. Abstract: The most important stage in organizing the development of methane-coal deposits is the selection of the most promising seams in the coal-bearing section, which is directly related to the study of the filtration parameters of the seams. In the case of coal seams, in addition to the traditional parameters - porosity and permeability, it is also necessary to determine the fractured compressibility of the seams, which radically affects the productivity of coal methane wells. As in the case of traditional oil and gas reservoirs, the most effective way to assess the filtration properties of coal seams are well testing methods. The purpose of this work is to develop an engineering approach to assessing the initial permeability and fractured compressibility of a coal seam. It is proposed to assess the filtration properties of coal seams as a result of quantitative interpretation of bottomhole pressures obtained during well testing using injection test technology. The interpretation is carried out using a cylindrically symmetric hydrodynamic model of water injection and subsequent well aging, which takes into account changes in fracture porosity and permeability with pressure. Since coal seam hydraulic fracturing is often used to increase the productivity of methane-coal wells, injection tests are also proposed to be carried out after hydraulic fracturing to assess the length of the hydraulic fracture. To quantitatively interpret these tests, a quasi-onedimensional model of flow in a formation with a hydraulic fracture is developed, which uses the concept of filtration surface area depending on the effective distance to the fracture surface. The approaches developed in the article to assess the filtration parameters of coal seams and the length of the hydraulic fracture are used to determine the filtration characteristics of deeplying coal seams of the Naryksko-Ostashkinskoye methane-coal deposit in Kuzbass For citation: Shishlyaev V. V., Pimenov V. P. Assessment of filtration properties of a coal seam and the length ofa hydraulic fracturing crack based on the results of quantitative interpretation of injection falloff tests. Vestnik Kuzbasskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta=Bulletin of the Kuzbass State Technical University.2024; 2(162):35-44. (In Russ., abstract in Eng.). DOI: 10.26730/1999-4125-2024-2-35-44, EDN: OVPAGV

Аннотация: В настоящей работе теоретически рассмотрена начальная стадия освоения метаноугольной скважины, когда давление в скважине выше, чем давление начала десорбции метана. Эта стадия относительно просто и надежно может быть смоделирована с помощью численного решения уравнения переноса. Численный анализ поля давления в угольном пласте проводится с учетом изменения трещиноватой пористости и проницаемости пласта при понижении давления. В сочетании с полевыми данными по давлению и дебиту воды, полученными на начальном этапе освоения скважины, численное моделирование может уточнить свойства угольного резервуара и выбрать оптимальную стратегию дальнейшего освоения скважины. Abstract: This paper theoretically examines the initial stage of development of a coal-methane well, when the pressure in the well is higher than the pressure at the beginning of methane desorption. This stage can be relatively simply and reliably modeled using a numerical solution of the transport equation. Numerical analysis of the pressure field in a coal seam is carried out taking into account changes in fractured porosity and permeability of the formation with decreasing pressure. In combination with field data on water pressure and flow rate obtained at the initial stage of well development, numerical modeling can clarify the properties of a coal reservoir and select the optimal strategy for further development of the well. For citation: Shishlyaev V. V., Shvachko E. V., Vasiliev A. N., Pimenov V. P. Towards the selection of the optimalstrategy for the initial stage of development of a well drilled in a coal seam. Scientific journal of the Russian gassociety. 2023;5(41):40-49. (In Russ.). EDN HVXKWM

Аннотация: Важным этапом разработки метаноугольных месторождений является выбор наиболее перспективных пластов в угленосном разрезе, предварительная оценка дебитов газа и продолжительности добычи. Эффективным способом решения этих задач является численное моделирование процесса добычи метана, который зависит от очень многих параметров: газоносности пласта, параметров изотермы Ленгмюра, характерного времени десорбции метана, трещинной пористости, проницаемости и сжимаемости угольного пласта, зависимости пористости и проницаемости от давления, размеров области дренирования и способа интенсификации притока (горизонтальная скважина, трещина ГРП). На предварительном этапе необходимо провести численное моделирование очень большого количества провести численное моделирование очень большого количества вариантов задачи, что сложно сделать с помощью трехмерных гидродинамических симуляторов. В данной статье приведены результаты разработки приближенных 1D и 2D моделей добычи метана из угольных пластов с помощью вертикальных, горизонтальных скважин, а также с помощью трещины ГРП, которые могут быть использованы в инженерных приложениях. Проведено сравнение моделей добычи газа с помощью горизонтальной скважины и трещины ГРП, скважины с эффективным радиусом и трещины ГРП. Показано, что комбинация 1D и 2D моделей может быть использована для приближенного моделирования трехмерного (в общем случае) течения флюидов в угольном пласте. Разработана приближенная модель основной стадии добычи метана из угольного пласта. Показано, что задача может быть сведена к решению уравнения для распределения давления в резервуаре. В этом случае дебит газа и продолжительность основной стадии добычи определяются скоростью фильтрации газа, выделившегося при дегазации угля, газоносностью и изотермой Ленгмюра. Abstract: An important stage in the development of methane-coal deposits is the selection of the most promising seams in the coal-bearing section, a preliminary assessment of gas flow rates and production duration. An effective way to solve these problems is numerical modeling of the methane extraction process, which depends on many parameters: gas content of the formation, parameters of the Langmuir isotherm, characteristic time of methane desorption, fracture porosity, permeability and compressibility of the coal seam, dependence of porosity and permeability on pressure, dimensions of the drainage area and inflow stimulation method (horizontal well, hydraulic fracture). At the preliminary stage, it is necessary to carry out numerical modeling of a very large number of variants of the problem, which is difficult to do using three-dimensional hydrodynamic simulators. This article presents the results of the development of approximate 1D- and 2D-models of methane production from coal seams using vertical, horizontal wells, as well as using hydraulic fractures, which can be used in engineering applications. A comparison was made of gas production models using a horizontal well and a hydraulic fracture, a well with an effective radius and a hydraulic fracture. It is shown that a combination of 1D- and 2D-models can be used for approximate modeling of three-dimensional (in the general case) fluid flow in a coal seam. An approximate model of the main stage of methane production from a coal seam has been developed. It is shown that the problem can be reduced to solving an equation for pressure distribution in a tank. In this case, the gas flow rate and the duration of the main stage of production are determined by the filtration rate of the gas released during coal degassing, gas content and the Langmuir isotherm. For citation: Shishlyaev V. V., Shvachko E. V., Vasiliev A. N., Pimenov V. P. Аpproximate numerical modeling ofmethane production from coal seam. Scientific Journal of the Russian Gas Society. 2024;2(44):38-48. (In Russ.). EDN AITWIL

Аннотация: При освоении углеводородных месторождений используется множество типов различающихся по масштабу покрытия цифровых двойников: отдельного нефтегазопромыслового оборудования, всего процесса строительства объекта или месторождения. Цифровой двойник скважины - это виртуальный аналог реального объекта, воспроизводящий его состояние в разные моменты жизненного цикла. Виртуальный аналог представляет собой структурированный массив данных, полученных в период проектирования, бурения, освоения и эксплуатации скважины. Качественное наполнение цифрового двойника объективной информацией позволяет повысить эффективность производственных процессов и достоверность прогнозов режимов работы скважины. В статье рассмотрены вопросы внедрения цифровых двойников в качестве инструмента оптимизации процесса проектирования и строительства скважин для достижения проектного уровня дебита углеводородов и его сохранения на протяжении жизненного цикла скважины с учетом задачи снижения (минимизации) капитальных затрат. Решение проблемы состоит в максимальной синхронизации технико-технологических процессов разработки и проектов строительства скважин. При проектировании работ, а также формировании и развитии цифрового двойника объекта предлагается использование отечественного программного комплекса «Проектирование скважин». Программное обеспечение позволяет проводить оперативную корректировку режимов бурения, сопоставление проектных решений с показателями бурения в реальном времени и, как следствие, пополнение цифровой модели фактическими данными.

Аннотация: Начальный градиент давления (НГД) является критически важным параметром, влияющим на эффективность разработки низкопроницаемых и сложных пластов. В газовых коллекторах он характеризует минимальный перепад давления, который необходимо создать в пласте, чтобы преодолеть сопротивление связанной воды и обеспечить фильтрацию газа через породу. Учёт этого параметра позволяет оптимизировать методы добычи и повысить конечную газоотдачу. В работе представлены результаты численного моделирования добычи газа из пористых и трещиновато-пористых коллекторов с учётом НГД. Установлено, что в однородных пористых средах даже незначительный начальный градиент давления (около 0.02 МПа/м) существенно снижает дебит скважин, а при значениях НГД выше 0.1 МПа/м добыча становится экономически нецелесообразной. В трещиновато-пористых коллекторах НГД в слабопроницаемых блоках значительно меньше влияет на продуктивность скважины. Даже при НГД 10 МПа/м дебит снижается лишь на 10%, что объясняется формированием необходимых градиентов давления в слабопроницаемых блоках в большом объёме пласта за счёт падения давления в трещинах. Abstract: The initial pressure gradient (IPG) is a critical parameter affecting the efficiency of developing low permeability and complex formations. In gas reservoirs, it characterizes the minimum pressure difference that must be created in the formation to overcome the resistance of bound water and ensure gas filtration through the rock. Taking this parameter into account allows optimizing production methods and increasing the final gas recovery. The paper presents the results of numerical modeling of gas production from porous and fractured-porous reservoirs taking into account the IPG. It was found that in homogeneous porous media, even an insignificant initial pressure gradient (about 0.02 MPa/m) significantly reduces well flow rate, and at IPG values above 0.1 MPa/m, production becomes economically inexpedient. In fractured-porous reservoirs, IPG in lowpermeability blocks has a much smaller effect on well productivity. Even with an IPG of 10 MPa/m, the flow rate decreases by only 10%, which is explained by the formation of the necessary pressure gradients in low permeability blocks in a large volume of the formation due to a drop in pressure in the cleat. For citation: Shishlyaev V. V., Pimenov V. P. Numerical modeling of gas production from reservoirs with an initial pressure gradient. Scientific Journal of the Russian Gas Society. 2025;2(48):64-71. (In Russ.). EDN UTJGIS.