Сборник - Нефтегазовые технологии

Подождите немного. Документ загружается.

255

где m, k – начальные значения пористости и проницаемости; ∆m, ∆k – приращение

пористости и проницаемости при разуплотнении (дилатации) коллектора.

Оценим относительное увеличение дебита скважины при добавлении динами-

ческой составляющей депрессии на пласт (δР

пл

). Для этого найдем отношение вы-

числяемых по формуле Дюпюи дебита с увеличенной депрессией Q (∆Р + δР) и де-

бита с заданной депрессией Q(∆Р); причем дебит Q(∆Р + δР) берем средний за цикл

работы ШСН.

Qср (∆Р + δР) (∆Р + δР + ∆Р

пл

)/2 δР

—————— = ———————— = 1 + ————.

Q(∆Р) ∆Р 2∆Р

пл

Расчеты по вышеприведенным формулам при колебаниях столба жидкости

высотой 1000 м дали следующие результаты:

– напряжение растяжения пласта σ

= 0,4 МПа;

– динамическая составляющая депрессии δР

пл

= 0,8 МПа;

– относительное увеличение пористости – 2%;

– относительное увеличение проницаемости – 6%;

– увеличение дебита от дополнительной депрессии на пласт (при ∆Р

пл

= 3

МПа) – 13%.

С учетом наведенной проницаемости оценка дебита повысится.

ВОЛНОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ

От колебаний столба жидкости в методе ДВВ создается инфранизкочастотная

волна с частотой, соответствующей числу колебаний ШСН (доли герца). Основное

влияние ее на нефтяной пласт сказывается через дилатацию породы-коллектора в

ПЗП, как показано выше. Однако при работе ШСН должны генерироваться и другие

волны. Так, при движении плунжера вниз с открытием нагнетательного клапана ве-

сом столба жидкости производится гидроудар через закрывшийся всасывающий

клапан и конструкцию хвостовика по забою скважины. При этом, по аналогии с

ударным источником в сейсморазведке [3], в среде образуется сейсмическая волна

сжатия (с преобладающей частотой в десятки герц). Сейсмическая волна растяжения

возникает в начале движения плунжера вверх, когда с закрытием нагнетательного

клапана забой скважины разгружается от веса столба жидкости в НКТ. Сейсмиче-

ские волны способны распространяться на большие расстояния от источника. Спад

амплитуды волны описывается формулой [4]

A = A

-αl

где A

– амплитуда волны в источнике, А – амплитуда волны на удалении l, α – ко-

эффициент затухания. Для породы-коллектора глубокозалегающего пласта

α ≈ 10

-3

(1/м). В этом случае при удалении от скважины на l = 2 км амплитуда волны

снизится менее, чем в 10 раз (А

/А) <10. Следовательно, сейсмические волны возбу-

ждают обширную область пласта (рис. 1, б).

Деформации сжатия и растяжения при дилатационно-волновом воздействии

создают дислокации и генерируют сейсмоакустическую эмиссию (САЭ) в породе

пласта в виде колебаний сейсмического (герцы) и акустического (килогерцы) час-

тотного диапазонов.

Согласно В.Н. Николаевскому сейсмические колебания вызывают резонансные

явления в нефтяном пласте, интенсифицирующие фильтрационные процессы (рис. 1, в).

Колебания акустического частотного диапазона в соответствии с теорией Био приводят

к «проскальзыванию» флюида – порозаполнителя относительно скелета породы – кол-

256

лектора. При этом разрушается рыхлый слой связанной воды, увеличивается просвет-

ность поровых каналов, повышается фазовая проницаемость по нефти. Высокочастот-

ные колебания снижают трение между жидкой и твердой фазами, разрушают высоко-

молекулярные структуры аномальных нефтей, понижая их вязкость (создавая динами-

ческое разжижение), облегчают выход нефти из капилляров [2].

Действие описанных физических явлений приводит к увеличению производи-

тельности скважины и снижению обводненности добываемой продукции.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Сопронюк Н.Б., Ольховская В.А., Туманов А.П., Кагарманов И.И., Мельников А.П.

Особенности разработки месторождений Самарской области: Учебное пособие. – Са-

мара: ОАО «Самаранефтегаз», 2007.

2. Андреев В.Н., Яковлев Н.М., Сивков Н.Р. и др. Комплексный метод сейсмического

воздействия на нефтяную залежь с целью повышения нефтеотдачи пластов и интенси-

фикации добычи. Ж-л «Волга-Бизнес» // Специальный выпуск. Поволжское отделение

АТН РФ. – Самара, 1997.

3. Шнирсон М.Б., Майоров В.В. Наземная невзрывная сейсморазведка. – М.: Недра,

1988. – 237 с.

4. Кондратьев О.К. Сейсмические волны в поглощающих средах. – М.: Недра, 1986. –176 с.

5. Коренева С.Л., Снеговая С.Е. Натурные исследования деформационного поведения

пород в зоне влияния пресснометра. Современные методы изучения свойств и состоя-

ния горных пород. – М.: ВСЕГИНГЕО, 1976.

УДК 622.276

К ИСПОЛЬЗОВАНИЮ КАРТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

В РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ

Н.Р. Сивков, Ю.А. Головина, Л.М. Хромых

Разработаны способы определения гидродинамических характеристик нефтяного

пласта с использованием карт пластового давления. Показаны возможности регули-

рования процессов разработки месторождения с привлечением карты изобар.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

В процессе разработки нефтяной залежи следят за изменением технологиче-

ских параметров, в число которых входит пластовое давление. В разных частях за-

лежи при ее выработке пластовое давление неодинаково. Поэтому для оценки энер-

гетической характеристики нефтяного пласта пользуются средним пластовым дав-

лением. Оно подсчитывается как средневзвешенное по объему пласта. В способе

расчета среднепластового давления по локальным пластовым давлениям в качестве

исходных данных берут известные значения пластового давления P

в пунктах рас-

положения скважин, площади залежи S

, приходящиеся на каждую скважину (в раз-

мере элемента сетки скважин), эффективные толщины пласта h

в районах скважин

(по данным ГИС). Расчетная формула:

∑ P

ср

————————

. (1)

∑ S

При картографическом способе определения среднепластового давления ис-

пользуются карты изобар и эффективных нефтенасыщенных толщин. Элементарные

257

площади S

вычисляются между соседними изобарами, соответствующие пластовые

давления P

определяются как среднеарифметические по значениям ограничиваю-

щих изобар, толщины пласта h

снимаются с карты нефтенасыщенных толщин, на-

ложенной на карту изобар, в интервалах между соседними изобарами. Найденные по

картам значения P

, S

, h

подставляют в формулу (1) и вычисляют средневзвешенное

по объему пластовое давление.

В однородных пластах полосообразной и круговой формы среднее пластовое

давление определяется аналитическими выражениями. В случае полосообразной за-

лежи с прямолинейным контуром питания и прямолинейной галереей добывающих

скважин среднее пластовое давление вычисляется формулой

= (P

+ P

)/2, (2)

где P

к,

– пластовые давления на контуре питания и на линии отбора (галерее).

При кругообразной залежи с добывающей скважиной в ее центре расчет сред-

непластового давления выполняется по формуле

– P

ср

= P

– ——————, (3)

2 ln (R

/ R

)

где P

к,

– давления на контуре питания и забое скважины; R

, R

– радиусы контура

питания и скважины.

Среднее пластовое давление P

ср

и нефтенасыщенный объем пласта V характери-

зуют потенциальную энергию Е залежи: Е = P

ср

V. Как источник природной энергии

среднепластовое давление определяет режимы работы нефтяного пласта и способы экс-

плуатации скважин. При высоком давлении Р

ср

разработка ведется на естественном ре-

жиме. При существенном снижении давления Р

ср

падают дебиты добывающих скважин.

Для восстановления их переходят на искусственный режим разработки с поддержанием

пластового давления путем закачки жидкости в нагнетательные скважины.

Если среднепластовое давление превышает гидростатическое (Р

ср

> Р

гс

), до-

бывающие скважины работают фонтанным способом; при обратном соотношении

(Р

ср

≤ Р

гс

) эксплуатация скважин осуществляется механизированным (с помощью

насосов) способом.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТА

При проектировании и анализе разработки нефтяного месторождения необхо-

димо учитывать неоднородность продуктивного пласта по гидродинамическим па-

раметрам – проницаемости и гидропроводности. Гидропроводность – комплексный

параметр, характеризующий фильтрационные свойства и продуктивность пласта,

влияющий на распределение пластового давления по площади месторождения. Этим

определяются физические предпосылки нахождения гидропроводности по пласто-

вому давлению с учетом его изменения во времени и пространстве. В первом случае

проводят исследования скважин по восстановлению пластового давления (КВД), во

втором – используют карты изобар.

Преимущества картографического способа – не требуется выводить скважины

из эксплуатации и можно оперативно определять гидропроводность по всему пласту.

На карте изобар выделяются участки с определенными типами фильтрацион-

ных потоков и применяются соответствующие расчетные формулы.

Рассмотрим методы определения гидропроводности пласта для случаев пря-

молинейно-параллельного и плоскорадиального фильтрационных потоков (рис. 1).

258

Рис. 1. К определению гидропроводности участка пласта по карте изобар

при прямолинейно-параллельном (а) и плоскорадиальном (б) потоках:

1, 2 – участки определения гидропроводности; 3, 4 – линейная и круговая галереи

добывающих скважин

На фрагменте карты изобар (рис. 1, а) выделена область, в пределах которой

поток жидкости близок к прямолинейно-параллельному. Расход жидкости Q

∑

на уча-

стке пласта шириной В между крайними линиями тока определяется законом Дарси:

K h∆ P

∑

= —————— B, (4)

µ ∆ L

где K h /µ = Е – гидропроводность; К – проницаемость; h – толщина пласта, µ – вяз-

кость жидкости, ∆ P /∆ L – градиент давления, вычисляемый по разнице давления

между изобарами ∆ P и расстоянию между ними ∆ L. Вследствие неразрывности по-

тока расход жидкости через сечение В толщина h выделенного участка пласта равна

сумме дебитов скважин Q

∑

, расположенных на линии приема.

Выражаем гидропроводность из формулы (4) и получаем формулу для ее оп-

ределения на участке залежи:

K h Q

∑

Е = ——— = ——————. (5)

µ В∆ P/∆ L

На другом фрагменте карты изобар (рис. 1, б) выделена область, на которой

фильтрационный поток является плоскорадиальным. Гидропроводность участка,

выраженная из закона Дюпюи, определяется формулой

259

K h Q

∑

Е = ——— = ——— ln ———, (6)

µ φ ∆ P R

где Q

∑

– суммарный дебит скважин, расположенных на круговой линии приема;

φ – центральный угол в радианах между крайними линиями тока к выделенно-

му участку;

, R

– радиусы кольцевого участка, в пределах которого определяется гидро-

проводность. Входящие в формулу параметры снимаются с карты изобар.

По найденным значениям гидропроводности Е на участках залежи, привлекая

дополнительные данные: толщину пласта h (с карты эффективных толщин) и дина-

мическую вязкость жидкости µ (по лабораторным исследованиям проб), можно оп-

ределить фильтрационную характеристику пласта – проницаемость К = Е µ/h.

Распределение проницаемости на площади залежи характеризует зональную

неоднородность пласта по фильтрационным свойствам, которая учитывается при

моделировании и регулировании процессов разработки месторождения.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТЕЙ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ И ПОЛОЖЕНИЙ

ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТУРА

При разработке нефтяного месторождения важно знать, как перемещается

фронт вытеснения нефти водой – контур нефтеносности: равномерно по периметру

залежи или с опережением и отставанием на отдельных участках. Ускоренное пере-

мещение фронта вытеснения приводит к образованию «языков обводнения» залежи.

При этом происходит преждевременное обводнение продукции добывающих сква-

жин и образование неохваченных вытеснением «целиков» нефти. Регулирование пе-

ремещения контура нефтеносности заключается в обеспечении такого продвижения

ВНК, которое охватило бы вытеснением весь объем пласта и способствовало полу-

чению наибольшей нефтеотдачи.

Скорости перемещения и текущее положение контура нефтеносности устанав-

ливают с использованием карт изобар. Истинная средняя скорость движения жидко-

сти в пласте W вычисляется по формуле Дарси:

К ∆Р

W = ———, (7)

µ m∆L

где К/µ – подвижность – находится из выражения гидропроводности Е =К h/µ, кото-

рая устанавливается по карте изобар; проницаемость К, пористость m пласта-

коллектора и вязкость жидкости µ определяются лабораторными исследованиями

образцов и по данным ГИС; градиент пластового давления ∆Р/∆L вычисляется по

данным, снимаемым с карты изобар: по перепаду давления ∆Р между соседними

изобарами и по расстоянию между этими изобарами ∆L по линии тока.

На выбранном участке контура нефтеносности выбирают ряд точек, для каж-

дой из них вычисляют скорость движения жидкости W, строят векторы скоростей в

этих точках перпендикулярно к изобарам и получают эпюру скоростей перемещения

водонефтяного контура (рис. 2).

260

Рис. 2. К определению положения фронта вытеснения нефти водой

(контура нефтеносности) по карте изобар:

1 – изобары, 2 – начальное положение контура нефтеносности,

3 – эпюра скоростей перемещения точек фронта вытеснения,

4 – текущее (на определенную дату) положение контура нефтеносности

Эпюра скоростей может быть использована для регулирования скоростей движе-

ния отдельных участков контура нефтеносности. Чтобы достичь равномерного переме-

щения фронта вытеснения нефти водой, отборы из скважин, расположенных вблизи

участков с низкой скоростью перемещения фронта заводнения, следует увеличить, а из

скважин на участках с высокой скоростью продвижения – отборы уменьшить. Изменяя

отборы жидкости из добывающих и закачку воды в нагнетательные скважины, регули-

руют не только скорость, но и направление движения фронта вытеснения.

При помощи карт изобар, построенных через определенные промежутки вре-

мени, можно установить положение водонефтяного контура на любую дату. Началь-

ное положение контура нефтеносности (в момент времени t = 0) известно из геоло-

гопромысловых исследований. На карте изобар в выбранных точках контура нефте-

носности определяют скорости W перемещения контура. Далее, зная величины W,

положение точек контура на определенную дату (в момент времени t = ∆t) находят

по формуле L = W∆t, где L – величина перемещения, ∆t – время движения фронта

вытеснения. Соединяя полученные точки плавной линией, получают новое положе-

ние контура нефтеносности (см. рис. 2).

Положение контура на последующую дату устанавливается подобным образом,

только построения выполняют не от начального, а от предыдущего его размещения. В

итоге получают карту положений фронта вытеснения на разные даты, по которой про-

водится анализ и регулируется процесс заводнения залежи нефти при ее разработке.

ВЫЯВЛЕНИЕ АКТИВНЫХ И ЗАСТОЙНЫХ ЗОН

ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ

Согласно закону Дарси зоны активного отбора жидкости из пласта отмечаются

на карте сгущением изобар (увеличением градиентов пластового давления по глав-

ным линиям тока). В слабодренируемых зонах изобары разрежены и градиенты дав-

261

ления низкие. Распределение пластового давления по профилям через активные и

пассивные зоны выработки залежи показано на рис. 3.

Здесь приведены поперечные профили пластовых давлений для блочной трех-

рядной системы разработки. Интенсивный отбор жидкости добывающими скважи-

нами вызвал снижение пластового давления в вырабатываемом блоке с образовани-

ем общей воронки депрессии (график 6). Между линиями нагнетания и отбора (ря-

дами нагнетательных и добывающих скважин) по главным линиям тока создались

наиболее высокие градиенты давления.

По нейтральным линиям тока давление может сохраняться близко к начально-

му (статическому) при фактическом отсутствии градиента (график 4). При разработ-

ке залежей с аномальной высоковязкой нефтью вдоль нейтральных линий тока, где

градиенты пластового давления меньше предельного напряжения сдвига неньюто-

новской нефти, могут образовываться застойные, невырабатываемые зоны.

Рис. 3. К определению пластового давления по профилю нагнетательных

и добывающих скважин при заводнении залежи:

1 – нефтяной пласт с зонами заводнения; 2, 3 – нагнетательная и добывающая скважины;

4 – начальное пластовое давление;

5, 5´– локальные воронки депрессии и репрессии давления;

6 – динамическое пластовое давление в остановленной скважине;

7 – распределение пластового динамического давления по профилю

нагнетательных и добывающих скважин

Отношение площадей застойных зон к площади залежи будет характеризовать

коэффициент охвата залежи заводнением. Для увеличения этого коэффициента (со-

кращения или устранения застойных зон) проводят геолого-технические мероприя-

тия по увеличению градиентов пластового давления в застойных зонах, снижению

вязкости нефти, изменению направлений фильтрационных потоков.

262

УДК 622.276

ОЦЕНКА СКИН-ЭФФЕКТА И ПАРАМЕТРОВ ТРЕЩИНЫ ГРП

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДАННЫХ ГИС

Н.Р. Сивков, С.Н. Кантария

Рассмотрен комплексный метод оценки скин-эффекта и параметров трещины ГРП

по гидродинамическим (коэффициенты продуктивности) и геофизическим (коэффи-

циенты проницаемости) данным, получаемым до и после гидроразрыва пласта. В

технологии ГРП при оценке его эффективности перспективным является комплекси-

рование гидродинамических и геофизических исследований скважин, а также прове-

дение наземных сейсмических наблюдений.

В работе [1] проанализированы существующие методы определения скин-

эффекта (скин-фактора) ГРП:

1) по результатам гидродинамических исследований скважин на установив-

шихся и неустановившихся режимах;

2) по методике с использованием параметров трещины ГРП.

Ограничением применению первого способа является необходимость вывода

скважины из эксплуатации с потерей добычи нефти. Поэтому гидродинамические ис-

следования скважин с целью определения скин-эффекта ГРП проводятся в ограничен-

ном объеме. Во втором случае параметры трещины устанавливаются расчетным путем

весьма приближенно, что сказывается на точности последующего вычисления величины

скин-эффекта. Указанные причины предопределяют поиск новых способов оценки эф-

фективности ГРП. В упомянутой работе предложен косвенный метод определения скин-

фактора ГРП по соотношению коэффициентов продуктивности скважины до и после

гидроразрыва пласта. При этом из-за отсутствия информации не учитывается изменение

проницаемости призабойной зоны вследствие гидроразрыва.

Ниже рассматривается способ оценки скин-эффекта и длины вертикальной

трещины ГРП, основанные на гидродинамических определениях продуктивности

скважины и геофизических измерениях проницаемости пласта (далее – комплексный

метод). Технология ГРП предусматривает проведение в скважине акустической це-

ментометрии до и после ГРП. При этих наблюдениях наряду с регистрацией диа-

грамм временных и амплитудных параметров возможна запись акустических волно-

вых картин. Волновые картины получают и при исследованиях скважин волновым

акустическим методом (ВАК). На волновых картинах выделяется гидроволна (волна

Лэмба), реагирующая на проницаемость породы в интервале измерения. В методике

интерпретации данных ВАК разработаны способы определения коэффициентов про-

ницаемости по параметрам гидроволны Лэмба: амплитуде и затуханию.

Рассмотрим способ, основанный на формуле Н.Е. Жуковского, устанавливаю-

щей связь напора с проницаемостью породы-коллектора при фильтрации жидкости

[3]. Физической предпосылкой определения коэффициентов проницаемости спосо-

бом Жуковского является снижение амплитуды гидроволны в интервале проницае-

мых пород (вследствие разгрузки давления, создаваемого акустическими импульса-

ми в скважинной жидкости). Модифицированная формула Жуковского вычисления

коэффициента проницаемости К:

К= С(ΔА/√А

), (1)

где А

– амплитуда гидроволны в интервале разреза, сложенного сплошной непрони-

цаемой породой; ΔА – снижение амплитуды гидроволны в интервале проницаемой по-

263

роды (порового или трещинного коллектора); С – параметр, устанавливаемый экспери-

ментально по акустическим и гидродинамическим исследованиям в опорной скважине.

Поскольку параметр С не всегда известен, необходимо его исключить из расчетных

формул, что достигается введением относительных величин. Интерпретация волновых

картин акустического метода ВАК выполняется следующим образом. По диаграммам

ГИС в разрезе скважины выявляются нефтяной пласт и опорный, сложенный сплошной

(нетрещиноватой) породой, которые сопоставляются по проницаемости. Из записей вол-

новых картин ВАК по стволу скважины, произведенных до и после ГРП, выделяем им-

пульсы гидроволны Лэмба против опорного и продуктивного пластов (рис. 1).

Рис. 1. Записи прибором ВАК гидроволны Лэмба в разрезе скважины

против опорного и нефтяного пластов до (а) и после (б) проведения ГРП:

1 – опорный пласт (сплошная нетрещиноватая порода);

2 – нефтяной пласт до разрыва; 3 – нефтяной пласт с вертикальной трещиной после разрыва

По амплитудам гидроволны в опорном (А

) и нефтяном пластах (А

– до ГРП,

– после ГРП) находим соответствующие амплитудные аномалии (А

, ΔА

). Таким

образом определяем исходные данные для вычисления коэффициентов проницаемо-

сти до (К

) и после (К

) ГРП:

= С(ΔА

/√А

); К

= С(ΔА

/√А

). (2)

Для исключения неизвестного С берем отношение формул (2):

(К

/К

) = (ΔА

/ΔА

). (3)

Получили выражение коэффициентов в проницаемости через отношение ам-

плитудных аномалий гидроволны.

264

С использованием коэффициентов продуктивности скважины (Ј

, Ј) и коэффи-

циентов проницаемостей пласта (К

, К

) до и после ГРП можно получить формулу

для вычисления скин-эффекта ГРП:

=[2πh К

/μln(R

/r)] и Ј = [2πh К

/μln(R

/r+S)], (4)

где h – толщина пласта, μ – вязкость пластового флюида, R

– радиус контура пита-

ния, r – радиус совершенной скважины (r = r

) или приведенный радиус несовер-

шенной скважины (r =r

пр

), S – скин-эффект ГРП.

Отношение формул (4):

Ј/Ј

= (К

/ К

)(lnR

/r)/(lnR

/r+S). (5)

Из уравнения (5) с учетом (3) выражаем скин-эффект ГРП:

S = [(Ј

/Ј К

) – 1]ln(R

/r);

S = [(Ј

/ Ј)(ΔА

/ΔА

) – 1] ln(R

/r). (6)

После нахождения S можно установить геометрические параметры образовав-

шейся трещины ГРП, которая обусловила этот скин-эффект. Воспользуемся форму-

лой Пратса, которая связывает отношение коэффициентов продуктивности скважи-

ны (Ј /Ј

) с длиной трещины L:

Ј/Ј

= ln(R

/r)/ln(R

/0,25L), (7)

где Ј

и Ј — коэффициенты продуктивности до и после ГРП.

Подставив (7) в уравнения (6) и разрешив полученные выражения относитель-

но L, получим:

L = 4 ant ln {R

– (K

/ К

)[ln(R

/r)+S]};

L = 4 ant ln {lnR

– (ΔА

/ΔА

)[ln(R

/r)+S]}, (8)

где ant ln – результат потенцирования выражений в фигурных скобках.

Формулы (8) примечательны тем, что связывают параметры L (длина трещи-

ны) и S (величина скин-эффекта), применяемые для оценки эффективности ГРП.

С использованием длины трещины ГРП можно определить другой её геомет-

рический параметр – ширину (раскрытость). Согласно методике Ю.П. Желтова [2]

раскрытость трещины у забоя скважины ω

находится по формуле

= [4(1-ν

L/Е] (Р

– Р

бок

), (9)

где Е – модуль Юнга, ν – коэффициент Пуассона, Р

бок

– боковое горное давление, Р

– давление жидкости на забое скважины после гидроразрыва.

Упругие параметры породы пласта Е, ν, Р

бок

в скважине определяются по ско-

ростям продольных и поперечных волн при наблюдениях акустическим методом [3].

В качестве примера оценки эффективности ГРП описанным комплексным ме-

тодом выполнены расчеты по формулам (7, 8) с типичными исходными данными

= 300 м, r =0,1 К

/К = ΔА

/ΔА

=0,5). Результаты представлены в виде графика

зависимости отношения коэффициентов продуктивности (Ј /Ј

) от длины трещины L

и величины скин-эффекта S (рис. 2). Полученные количественные оценки эффектив-

ности ГРП представляются вполне реалистичными и согласуются с подобными

оценками в применяемых на практике методах.