є еліптичним, а в моделі I - еліптичним з заострениями на протилежних кінцях. Обидві моделі спираються на лінійну теорію тріщин у пружному тілі. Відмінності в моделях призводять до розбіжності у поведінці тиску в тріщині та інших параметрів процесу гідророзриву.
Області застосування для кожної з цих моделей вказані в роботі RP Nordgren: в рамках моделі I описується поширення вертикальної тріщини в горизонтальній площині, а в рамках моделі II - її зріст у вертикальному напрямку. На ранній стадії поширення тріщини, коли її довжина багато менше висоти, застосовна модель I; на пізній стадії, коли довжина тріщини значно перевищує висоту, застосовна модель II. В даний час в нафтопромислової практиці поширення набули псевдотрехмерние моделі, що представляють собою сукупність двох відомих двовимірних моделей, що описують зростання тріщини і протягом рідини в ній у двох взаємно перпендикулярних напрямках.
Малюнок 1.2 - Моделі поширення вертикально тріщини
Можливість утворення вертикальної або горизонтальної тріщини залежить від розподілу тектонічних напруг. На малих глибинах вертикальне напруга може виявитися значно менше горизонтальних ефективних напружень, що сприяє утворенню горизонтальній тріщини. Вважається, що в нормальних умовах горизонтальні тріщини утворюються на глибинах до 200 м, а вертикальні - на глибинах понад 400 м. На проміжних глибинах, де головні напруження приблизно рівні, орієнтація тріщин визначається іншими чинниками, наприклад анізотропією. Оскільки нафтові та газові пласти, що розроблюються в даний час, в основному приурочені до значних глибин, в більшості теоретичних досліджень розглядаються вертикальні тріщини.
1.2 Вибір свердловин для гідравлічного розриву пласта
При виборі свердловин для гідравлічного розриву пласта керуються насамперед гідродинамічними характеристиками пласта, привибійної зони і свердловини. При цьому у разі многопластового об'єкта розробки параметри визначаються для кожного пласта або пропластків, розкритого свердловиною, окремо за допомогою її досліджень методом сталих відборів і проведення замірів профілів припливу або закачування на кожному режимі.
Для гідророзриву переважні слабопроницаемих зцементовані, міцні породи, тобто гідророзриву в першу чергу слід піддавати свердловини, в яких породи пластів при випробуванні або експлуатації не руйнуються і в яких не спостерігаються піщані пробки.
У свердловинах, де відзначаються руйнування порід і винос пластового піску на забій з утворенням піщаних пробок, проводяться процеси, які також називають «гідравлічний розрив». Однак його основне завдання - заповнення грубозернистим піском каверн і каналів в привибійній зоні, створених при експлуатації свердловини. При повному насиченні привибійної зони грубозернистим піском він виконує роль фільтра, що перешкоджає надходженню пластового піску на забій свердловини, і тим самим запобігає пробкообразованіе.
Рекомендується уникати розривів у глинистих зонах, хоча наявність глинистих лінз не може істотно впливати на результат цього процесу.
Відзначається закономірність зміни результатів гідророзриву від ступеня виробленості горизонтів і по родовищах в цілому. Кращі результати гідророзривів у видобувних свердловинах спостерігаються по пластах з високим тиском, меншим ступенем дренированности і більш високою нефтенасищенних.
За обріїв, які розробляються з підтриманням пластового тиску, ефективність гідравлічного розриву виявляється вищою, ніж по тих, які експлуатуються без підтримки пластового тиску. Разом з тим гідравлічний розрив недоцільно проводити у видобувних свердловинах, розташованих поблизу вогнищ або лінії нагнітання, а також водонефтяного контуру, так як при цьому може статися різке збільшення припливу води і зменшення припливу нафти.
Гідравлічний розрив може плануватися по свердловинах, що працюють з високим газовим фактором, з метою його зниження. Зменшення газового фактора внаслідок гідравлічного розриву досягається в свердловинах, що мають невелику Разгазированная область навколо забою, т. Е. Зниження високого газового фактора за рахунок гідророзриву можливо в тих свердловинах, де великий приплив газу не пов'язаний з проривом його з підвищеною газонасиченої частини пласта або проривом від газонагнетательних свердловин. Гідравлічний розрив в останніх двох випадках проводити не слід, так як це може призвести до ще більшого збільшення припливу газу.
Вважається, що розрив пласта в свердловинах з відкритим забоєм менш сприятливий, ніж у обсаджених і перфорованих свердловинах.
Предпочтительная товщина продуктивній частині пласта, що піддається розриву, становить 2-15 м. У свердловинах, що розкри...
