Представлено гидродинамическое моделирование залежи углеводородов с трещинно-поровым коллектором с учетом геомеханических эффектов смыкаемости трещинного пространства в процессе изменения пластового давления. Параметр трещинной проницаемости получен на основе представлений о влиянии напряженного состояния массива на стенки трещин, параметр трещиноватости определен на основе обработки данных сейсморазведки по методологии 3D. Модель со снижением проницаемости реализована в гидродинамическом симуляторе tNavigator. Применение нового подхода позволило улучшить сходимость динамики пластовых давлений в скважинах в созданной гидродинамической модели при неизменном качестве адаптации дебитов и обводненности, а также повысить надежность прогнозирования пластовых давлений и в результате оптимизировать систему поддержания пластового давления.

This paper presents reservoir simulation modeling of a hydrocarbon accumulation with a fractured porous reservoir, incorporating the geomechanical effects of fracture closure during variations in formation pressure. The fracture permeability parameter is derived from the impact of stress on fracture walls. The fracturing parameter is determined based on 3D seismic data analysis. A permeability reduction model is implemented in the tNavigator reservoir simulation platform. The proposed approach improves the convergence of formation pressure dynamics in well data while maintaining flow rate and water cut adaptation accuracy. This results in enhanced formation pressure prediction and optimization of the pressure maintenance system.