5. 2.7 Расчёт размера трещин

Определение ширины трещины затруднительно, хотя и имеются формулы для ее вычисления. У стенки скважины ширина трещины наибольшая и к концу убывает до нуля. При закачке в пласт маловязкой жидкости, легко проникающей в горизонтальный проницаемый прослой, возникает, как правило, горизонтальная трещина, в которой давление превышает локальное горное. В результате происходит упругое расщепление пласта по наиболее слабым плоскостям. При закачке нефильтрующейся жидкости образуются вертикальные трещины, так как вследствие отсутствия фильтрации в пласт явление разрыва становится подобным разрыву длинной трубы с бесконечно толстыми стенками. При наличии в пласте естественных трещин разрыв будет происходить по их плоскостям независимо от фильтруемости жидкости.

Предугадать эти явления, конечно, трудно. В специальной литературе приводится формула для определения ширины и объема вертикальной трещины:

; (м) (2.16)

где коэффициент Пуассона горных пород;

DР - превышение давления на забое скважины над горным (МПа);

Е - модуль Юнга для горной породы [примерно (1 - 2)×10² МПа];

L - длина трещины (м);

Длину трещины можно рассчитать по следующей формуле:

; (м) (2.17)

где h - вскрытая толщина пласта (м);

V_ж - объём жидкости для осуществления ГРП (м³).

Полагая, что вертикальная трещина имеет форму клина с основанием w высотой L и длиной h., равной толщине пласта, получим ее объем:

; (м³) (2.18)

Имеется ряд других формул для вертикальных и горизонтальных трещин, однако они достаточно сложны для использования.

2.8 Определение технологической эффективности от

проведения ГРП

Основные показатели технологической эффективности ГРП на Приразломном месторождении в 2010-2012 гг. В последние годы все большее количество новых скважин подвергается гидравлическому разрыву пласта. при этом параметры трещин оптимизируются с учетом принятой системы разработки. Это позволяет максимизировать эффективность обработок. средний дебит нефти по новым скважинам после ГРП составил в 2011 г. 52 т/сут.. По структуре это клиноформенное куполовидное образование, содержащее газовую шапку и нефтяную оторочку, подстилаемую водой. Пласт является нижне-меловым, представлен переслаиванием песчанников, алевролитов, аргилитов и глинистых пропластков; характеризуется высокой степенью неоднородности, выражающейся линзовидным строением пластов и гидродинамической изолированностью отдельных пропластков. Основные геолого-физические характеристики объекта БС4 следующие:средняя мощность, м 24-28 средняя нефтенасыщенная мощность, м 16-18 пористость 0,13-0,17 начальная нефтенасыщеность 0,5-0,6 эффективная проницаемость по нефти, 10-15 м2 0,3-2 начальное пластовое давление, мпа 27 давление насыщения, мпа 26 плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3 810 вязкость нефти, мпа•с 0,24 объемный коэффициент 2 газовый фактор, м3/т 285-300 Пластовая нефть характеризуется низкой вязкостью и высоким газовым фактором, давление насыщения близко к первоначальному пластовому. Со временем, при снижении пластового давления ниже давления насыщения, в призабойной зоне образуется двухфазный поток, что приводит к уменьшению фазовой проницаемости по нефти и резкому снижению продуктивности. Так, значительный спад уровня добычи по скважине №6608 произошел в течение 5 мес: дебит снизился с 46 до 15,6 т/сут, вместе с тем депрессия на пласт увеличилась до 200 атм. Эксплуатация при давлении ниже давления насыщения приводила к значительному высвобождению газа.  Указанные особенности геологического строения и фазового состава пластового флюида не позволяют эффективно эксплуатировать залежь традиционными методами, поэтому было решено провести ГРП на всех скважинах. Для заданной проницаемости пласта подбиралась оптимальная полудлина и проводимость трещины. Оптимальная полудлина составляет примерно 100 м, однако с учетом экономических и технологических факторов она была ограничена 50 м. Проектирование ГРП с применением технологии концевого экранирования трещины позволило дополнительно увеличить проводимость трещины и обеспечить высокий дебит нефти при многофазной фильтрации. Во всех скважинах были произведены ГРП с закачкой более 100 т проппанта, созданы трещины с длиной 80 м и средним раскрытием 0,8-4 см. Было достигнуто равномерное распределение проппанта по всей длине трещины. Проводимость трещин высокая и составляет более 1000 мД•м, причем она максимальна в призабойной зоне, что существенно повышает пропускную способность трещины (Данные предоставлены Schlumberger). Правильность выбранной технологии проектирования ГРП была подтверждена результатами работы скважин. %. Фактическая эксплуатация скважины в первые месяцы работы после ГРП подтвердила этот прогноз: доля воды в продукции скважины составила 35-40 % при дебите нефти 35-40 т/сут.  Основными факторами роста коэффициента продуктивности скважин после ГРП являются увеличение эффективного радиуса скважины, вовлечение в разработку

всей нефтенасыщенной толщи пласта за счет глубокого проникновения в пласт и приобщения к эксплуатации максимального числа продуктивных пропластков и удаленных гидродинамически изолированных участков залежи, которые не вырабатываются без ГРП. 

Показатели эффективности ГРП

Таблица 2.8 Показатели эффективности ГРП в течении 3-х лет Скважина № 6608

Показатели	Дебит, т/сут		Обвод %	Дебит, т/сут		Обвод %	Дебит, т/сут		Обвод %
	нефти	жидк		нефти	жидк		нефти	жидк
	2010			2011			2012
До ГРП	15.8	17.3	7	16.3	7	10	15.8	16.3	8
После ГРП	46.7	49.7	8	38.6	31	8	33.4	29.4	8
Кратность	9.4	9.4		8.5	8.4		8.0	8.0	8