Analytical solution to the problem of injection or reduction of the formation pressure in the reservoir with a fracture

封面

如何引用文章

全文:

开放存取 开放存取
受限制的访问 ##reader.subscriptionAccessGranted##
受限制的访问 订阅存取

详细

The problem of injection of Newtonian fluid at a constant flow rate through an injection well into an initially undisturbed infinite reservoir with an erosive vertical main fracture of constant width is considered. Using the Laplace transform method, analytical solutions are obtained for the pressure fields in the fracture and reservoir, the flow velocity in the fracture, as well as the equations for fluid trajectories in the reservoir and in the main fracture are derived. The solutions obtained are also applicable to the problem of fluid withdrawal into a production well intersected by a vertical main fracture. Nonstationary two-dimensional pressure fields in the reservoir, as well as the pressure and velocity fields in the fracture, are constructed.

全文:

受限制的访问

作者简介

A. Il’yasov

OOO "RKh-BashNIPIneft"

编辑信件的主要联系方式.
Email: amilyasov67@gmail.com
俄罗斯联邦, Ufa

V. Kireev

Ufa University of Science and Technology

Email: kireev@anrb.ru
俄罗斯联邦, Ufa

参考

  1. Cinco-Ley H., Samaniego V.F. Transient Pressure Analysis for fractured wells // J. Petrol. Techonol. 1981. V. 33. № 9. P. 1749–1766.
  2. Нагаева З.М., Шагапов В.Ш. Об упругом режиме фильтрации в трещине, расположенной в нефтяном или газовом пласте // ПММ. 2017. Т. 81. № 3. С. 319–329.
  3. Хабибуллин И.Л., Хисамов А.А. К теории билинейного режима фильтрации в пластах с трещинами гидроразрыва // Вестн. Башкирского ун-та. 2018. Т. 23. № 4. С. 958–963.
  4. Хабибуллин И.Л., Хисамов А.А. Нестационарная фильтрация в пласте с трещиной гидроразрыва // Изв. РАН. МЖГ. 2019. № 5. С. 6–14.
  5. Башмаков Р.А., Шагапов В.Ш., Фокеева Н.О. Особенности фильтрации флюидов в коллекторах, подверженных гидроразрыву пласта, при переходных режимах работы скважины // ПМТФ. 2022. Т. 63. № 3. С. 117–127.
  6. Хабибуллин И.Л., Хисамов А.А. Моделирование неустановившейся фильтрации жидкости в пласте с трещиной гидроразрыва // ПМТФ. 2022. Т. 63. № 4. С. 116–125.
  7. Чарный И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. М.: Недра, 1975. 296 с.
  8. Лаврентьев М.А., Шабат Б.В. Методы теории функций комплексного переменного. СПб.: Лань, 2002. 749 с.
  9. Ильясов А.М., Булгакова Г.Т. Моделирование установки и устойчивости гелевых экранов в магистральных трещинах // ПМТФ. 2018. Т. 59. № 2. С. 198–208.

补充文件

附件文件
动作
1. JATS XML
下载
2. Fig. 1. The scheme of the problem statement.

下载 (80KB)
索引源数据
3. Fig. 2. The contour of integration.

下载 (53KB)
索引源数据
4. Fig. 3. Pressure change in the crack at time points (a–b) – t = 3, 6 and 12 h for different injection rates Q0. Crack width w = 10-4 m. Reservoir permeability k = 1 mD: 1-3 – Q0 = 10, 50, 100 m3/day.

下载 (24KB)
索引源数据
5. Fig. 4. Change in the flow velocity along the crack length at time points (a–b) – t = 3, 6 and 12 h for different injection rates Q0. Crack width w = 10-4 m. Reservoir permeability k = 1 mD: 1-3 – Q0 = 10, 50, 100 m3/day.

下载 (149KB)
索引源数据
6. Fig. 5. Pressure propagation in the formation at moments (I–III) – t = 3, 6 and 12 h. Crack width w = 10-4 m. Reservoir permeability k = 1 mD: (a–b) – Q0 = 10, 50, 100 m3/day.

下载 (299KB)
索引源数据
7. Fig. 6. Pressure propagation in the formation at moments (I–III) – t = 3, 6 and 12 h. Crack width w = 10-4 m. Injection rate Q0 = 50 m3/day: (a–b) – k = 1, 10, 100 mD.

下载 (288KB)
索引源数据
8. Fig. 7. Pressure propagation in the reservoir at moments (I–III) – t = 3, 6 and 12 h. Reservoir permeability k = 1 mD. Injection rate Q0 = 50 m3/day: (a–b) – w = 5 × 10-5, 10-4, 1.5 × 10-4 M.

下载 (272KB)
索引源数据

版权所有 © Russian Academy of Sciences, 2024