18. Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал: песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала - удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.

19. Задачи, решаемые при гидроразрыве

20. а) создание трещины

21. б) удержание трещины в раскрытом состоянии

22. в) удаление жидкости разрыва

23. г) повышение продуктивности пласта

24. Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным ниже перечисленным критериям.

25. 1. Коллектора низкопроницаемые (ГРП обеспечивает увеличение фильтрационной поверхности), при этом должны соблюдаться следующие критерии.

26. 1.1. эффективная толщина пласта не менее 5 м;

27. 1.2. отсутствие в продукции скважин газа из газовой шапки, а также закачиваемой или законтурной воды;

28. 1.3. продуктивный пласт, подвергаемый ГРП, отделен от других проницаемых пластов непроницаемыми разделами, толщиной более 8-10м;

29. 1.4. удаленность скважины от ГНК и ВНК должна превышать расстояние между добывающими скважинами;

30. 1.5. накопленный отбор нефти из скважины не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов;

31. 1.6. расчлененность продуктивного интервала (подвергаемого ГРП) - не более 3-5;

32. 1.7. скважина должна быть технически исправна, как состояние эксплуатационной колонны, так и сцепление цементного камня с колонной и породой должно быть удовлетворительным в интервале выше и ниже фильтра на 50м

33. 1.8. проницаемость пласта не более 0,03 мкм² при вязкости нефти в пластовых условиях не более 5 МПа.с.

34. 2. Гидравлический разрыв пласта в коллекторах средней и низкой проницаемости для интенсификации добычи нефти за счет ликвидации повышенных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне.

35. 2.1. начальная продуктивность скважины значительно ниже продуктивности окружающих скважин;

36. 2.2. наличие скин-эффекта на КВД;

37. 2.3. продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой.

3. Причины ликвидации поисковой продуктивной скважины.

Поисковая продуктивная скважина ликвидируется в случае, если в ближайшей округе нет нефтепромысла и организации, которая начала бы разрабатывать это месторождение и в ближайшие 20 лет не предусматривается эксплуатация этой скважины, т.е. строительство и обустройство этого месторождения. Все затраты в финансовом отношении для эксплуатации скважины не окупятся дебитом этой скважины.

4. Методы подсчета запасов газа.

18. ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ ГАЗА

19. Сущность объемного метода подсчета запасов газа заключается в определении объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа в газовых шапках.

20. В отличие от нефти объем газа, содержащегося в залежи, кроме объема порового пространства, зависит от размеров пластового давления, от пластовой температуры, от физических свойств и химического состава самого газа.

21. При расчете используют сведения, полученные при разведке и пробной эксплуатации.

22. Для подсчета запасов свободного газа применяют формулу:

23. Q _{г бал} = F^. h _г^. k _{п о}^. k _г^. К _p^. К _t ;

24. К _p = (Р _о^.  _о - Р _{о с т}^.  _{о с т}) / Р _{с т} ;

25. К _t = (Т _о + t _{с т}) / (Т _о + t _{п л}) ;

26.  = 1 / Z

27. МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ СВОБОДНОГО ГАЗА ПО ПАДЕНИЮ ДАВЛЕНИЯ

28. Метод применим при газовом режиме и основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды времени, и падением пластового давления в залежи.

29. Считается, что для газовых залежей эта зависимость постоянна во времени, т.е. количество газа, добываемого при снижении пластового давления на 0,1 МПа, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:

30. (Q₂ –Q₁)/(Р₁^. ₁ – Р₂^. ₂ ) = const,

32. где: Q₂ и Q₁ – добытое количество газа соответственно на вторую и первую

33. даты;

34. Р₁ и Р₂ – соответствующие на эти даты пластовые давления в залежи;

35. ₁ и ₂ – поправки на сжимаемость газа при давлениях соответственно Р₁ и Р₂.

36. Полагая, что в дальнейшем при падении давления до конечной величины Р _к будет добываться то же количество газа на 1 атм снижения давления, получаем формулу для подсчета запасов газа по методу падения давления:

37. Vг = [(Q₂ –Q₁)/(Р₂^. ₂ – Р _к^. _к)] /(Р₁^. ₁ – Р₂^. ₂ )