Доли участия прискваженных зон в общем фильтрационном сопротивлении, в общей площади, объёме и в общих геологических запасах нефти

R, м	R1	R2	R3	…..	Rк
S=π∙R^2, м^2	π∙R1^2	π∙R2^2	π∙R3^2	…..	π∙Rк^2
Доля общего фильтрационного сопротивления, %	10	20	30	…..	100
Доля площади, объёма и геологических запасов нефти, %				…..	100

П роанализируем полученные данные (см. табл. 1).

Д

Рис. 7. Элемент однорядной системы заводнения при гидроразрыве пласта по всем добывающим скважинам

алее рассмотрим работу добывающих скважин, по которым осуществлён гидроразрыв пласта и созданы вертикальные трещины длиной l_тр, направленные вдоль линии рядов скважин. На рис.7 показан элемент однорядной системы заводнения, где имеет место чередование линейных рядов нагнетательных и добывающих скважин. Гидроразрыв нефтяного пласта осуществлён по всем добывающим скважинам. Предполагается, что как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах до осуществления ГРП прискваженные участки пласта не были засорены.

При этом геометрическое фильтрационное сопротивление можно определить по формуле

(16)

Коэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления ν₁ благодаря проведению гидроразрыва пласта в добывающих скважинах равен

(17)

Рассмотрим увеличение продуктивности скважины (уменьшения фильтрационного сопротивления ν₁) при проведении ГРП на добывающих скважинах в зависимости от длины вертикальной трещины l_тр и μ* – соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях (табл. 2).

Таблица 2

Значения увеличения продуктивности скважины (уменьшения фильтрационного сопротивления ν1) за счет грп в добывающих скважинах при различных значениях lтр и μ*

μ*	Ω (без ГРП)	lтр, м
		10	25	50	100
2
4
9
25
Расчетное μ*

Примечание. Расчетное значение μ* определяется из данных для вязкостей нефти и воды по варианту.

Проанализируем полученные данные (см. табл. 2).

Затем рассмотрим элемент однорядной системы заводнения, аналогичный предыдущему, в котором гидроразрыв пласта осуществлён во всех добывающих и нагнетательных скважинах (рис. 8.).

Дебит скважины q_грп.2 в данном случае определяется по формуле

(18)

Геометрическое фильтрационное сопротивление

(19)

К оэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления ν₂ благодаря проведению гидроразрыва пласта в добывающих и нагнетательных скважинах определим по формуле

(20)

Р

Рис. 8. Элемент однорядной системы заводнения при гидроразрыве пласта по всем добывающим и нагнетательным скважинам

ассчитаем увеличение продуктивности скважины (уменьшения фильтрационного сопротивления ν₂) при проведении ГРП на добывающих и нагнетательных скважинах в зависимости от длины вертикальной трещиныl_тр и μ* – соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях (табл. 3).

Таблица 3