Szczeliny hydrauliczne są głównym elementem zapewniającym kontakt hydrodynamiczny calizny złoża z odwiertem i bez nich ekonomicznie uza-sadniona eksploatacja złóż łupkowych nie byłaby możliwa. Na potrzeby tej pracy założono, że w płaszczyźnie pionowej szczeliny hydrauliczne obejmują całą miąższością złoża. Wobec tego w modelu symulacyjnym strefa stymulowa-na definiowastymulowa-na jest poprzez trzy główne parametry: rozmieszczenie (odległość między szczelinami), lhf, zasięg skrzydła szczeliny, xhf, oraz przepuszczalność,
khf. Schemat systemu szczelin hydraulicznych przedstawiono na Rys. 5.13.
Dodatkowo, dla lepszego odwzorowania charakterystyki strefy SRV, prze-puszczalność szczelin naturalnych w blokach zawierających szczeliny hydrau-liczne w każdym wariancie jest mnożona razy 100. Podejście takie ma na ce-lu uwzględnienie wpływu zabiegu szczelinowania na otwarte i/ce-lub zabliźnione szczeliny naturalne, czyli tzw. szczelinowatość wtórną (secondary fractures). Wartość mnożnika dobrana została eksperymentalnie. W tej części pracy zba-dano wpływ parametrów definiujących strefę SRV na przebieg symulacji eks-ploatacji złoża gazu.
5.2.1 Efekt rozmieszczenia szczelin hydraulicznych
Rozmieszczenie szczelin w strefie stymulowanej jest jedną z najważniej-szych kwestii w procesie projektowania zabiegu szczelinowania, a w doborze optymalnej liczby etapów szczelinowania pomocne są modele i symulacje nume-ryczne. Odległości między kolejnymi szczelinami powinny zapewniać efektywny drenaż strefy stymulowanej, przy jednoczesnym unikaniu niepotrzebnego (nie-efektywnego) nakładania się stref zasięgu sąsiadujących ze sobą szczelin. Zbyt bliskie lokalizowanie kolejnych zabiegów szczelinowania może również powodo-wać pogarszanie parametrów szczelin już wygenerowanych w efekcie zjawiska określanego jako stress shadowing.
W modelu bazowym zastosowano odległość między szczelinami hydrau-licznymi równą 100 [m], co przy długości odcinka horyzontalnego odwiertu eks-ploatacyjnego daje 15 szczelin hydraulicznych. Dla oceny wpływu rozmieszcze-nia szczelin, a w efekcie ich ilości, przyjęto dwa dodatkowe warianty z odległo-ściami większymi niż referencyjna. W celu zapewnienia jak najlepszej porówny-walności wyników wszystkich analizowanych wariantów przyjęto, że w każdym przypadku zasięg strefy stymulowanej wzdłuż odwiertu powinien być jednako-wy. Dlatego też położenie pierwszej i ostatniej szczeliny strefy zostało ustalone w blokach I−15 oraz I −85, a pozostałe szczeliny lokalizowane były pomiędzy
nimi. Rozwiązanie to w połączeniu z przyjętym wymiarem bloków wzdłuż osi
X(20[m]) wymusiło w jednym z wariantów zróżnicowanie odległości między
szczelinami - odległość szczeliny drugiej od pierwszej i przedostatniej od ostat-niej wynosi 140[m], natomiast odległości między pozostałymi szczelinami są
równe 160[m]. W efekcie otrzymano strefę stymulowaną złożoną z 10 szczelin hydraulicznych. Parametry ostatniego wariantu to lhf = 200 [m] i 8 szczelin.
Na Rys. 5.14 przedstawiono profile wydajności i wydobycia gazu dla trzech analizowanych wariantów. Większe zagęszczenie szczelin w strefie sty-mulowanej skutkuje znacznym przyrostem wydobycia. W przypadku wariantu z najmniejszą liczbą szczelin w trefie stymulowanej (8 szczelin) wydobycie jest aż o 36,5% niższe niż w wariancie referencyjnym z 15 szczelinami. Wariant pośredni - 10 szczelin hydraulicznych - daje wynik o 22,9% gorszy od wariantu bazowego. Jak wynika z profili wydajności odwiertu i znacznego zróżnicowa-nia wydajności początkowych, wpływ rozmieszczezróżnicowa-nia szczelin na wydobycie jest największy w pierwszych latach eksploatacji. W późniejszym okresie zna-czenie gęstości szczelin hydraulicznych w strefie stymulowanej maleje i różnice między wariantami zanikają. Wyniki analizy wpływu rozmieszczenia szczelin na wydobycie zestawiono w Tab. 5.10.
Na Rys. 5.15, w oparciu o rozkład ciśnienia w środkowej warstwie mo-delu po 20 latach eksploatacji, zobrazowano efektywność drenażu dla trzech analizowanych schematów strefy stymulowanej. Wyraźnie widoczne są strefy wysokiego ciśnienia pomiędzy szczelinami dla wariantów z mniejszą niż refe-rencyjna ilością szczelin.
Rys. 5.14: Wpływ rozmieszczenia (ilości) szczelin hydraulicznych na przebieg eksploatacji
Tab. 5.10: Wyniki analizy wrażliwości modelu na rozmieszczenie (ilość) szczelin hydraulicznych Liczba szczelin hydraulicznych Wydobycie sumaryczne (20 lat eksploatacji) Różnica w wydobyciu względem wartości minimalnej względem wartości referencyjnej [-] [106 nm3] [%] 8 118,04 — -36,5 10 143,50 21,6 -22,9 15 186.03 57,6 —
Rys. 5.15: Rozkład ciśnienia w środkowej warstwie modelu dla trzech różnych odległości między szczelinami hydraulicznymi: 100 [m] (góra), 140-160 [m] (środek) i 200 [m] (dół)
5.2.2 Efekt zasięgu szczelin hydraulicznych
Obok ilości szczelin kolejnym bardzo istotnym parametrem strefy SRV jest jej zasięg mierzony prostopadle do horyzontalnego odcinka odwiertu. W ra-mach badania wpływu zasięgu szczelin hydraulicznych na przebieg wydobycia zastosowano pięć długości skrzydła szczeliny z zakresu 70− 230 [m] z krokiem
40 [m] (dwie szerokości bloku).
Wyniki symulacji zestawiono na Rys. 5.16 w postaci wykresu wydajności i wydobycia w czasie oraz podsumowano w Tab. 5.11. Jak wynika z otrzyma-nych daotrzyma-nych, sumaryczne wydobycie gazu jest wprost proporcjonalne do długo-ści szczelin hydraulicznych. Wzrost długodługo-ści xf o 40 [m] skutkuje przyrostem wydobycia rzędu 22%. W wariancie minimalnym wydobycie po dwudziestu latach eksploatacji wynosi 102, 71 [106 nm3], natomiast w wariancie maksy-malnym 268, 27 [106 nm3], co daje różnicę 161,2%.
Rys. 5.16: Profile wydajności i sumarycznego wydobycia gazu dla połowicznej długości szczelin hydraulicznych z zakresu 70− 230 [m] (kolorem czarnym oznaczono wariant
Tab. 5.11: Wyniki analizy wrażliwości modelu na zasięg szczelin hydraulicznych Zasięg skrzydła szczelin hydraulicznych xhf Wydobycie sumaryczne (20 lat eksploatacji) Różnica w wydobyciu względem wartości minimalnej względem wartości referencyjnej [m] [106 nm3] [%] 70 102.71 — -44,8 110 144.48 40,7 -22,3 150 186.03 81,1 — 190 227.30 121,3 22,2 230 268.27 161,2 44,2
5.2.3 Efekt przepuszczalności szczelin hydraulicznych
Do analizy wpływu przepuszczalności szczelin hydraulicznych na prze-bieg wydobycia gazu zastosowano pięć wartości: 1, 2, 5, 10 i 20 [D]. Wyniki symulacji zestawiono na Rys. 5.17 i w Tab. 5.12. W analizowanym zakresie wartości efekt przepuszczalności jest niewielki w porównaniu do pozostałych parametrów charakteryzujących szczeliny hydrauliczne. Różnica w końcowym wydobyciu między wariantem minimalnym i maksymalnym wynosi 5,3%, przy czym największy przyrost wydobycia, aż 4,6%, uzyskano przy wzroście prze-puszczalności do 5 [D]. Dalsze zwiększanie przeprze-puszczalności nie ma większego wpływu na wydobycie. Należy przy tym zaznaczyć, że efekt zdolności szcze-lin hydraulicznych do przewodzenia płynów generowany jest w ciągu kilku pierwszych miesięcy (ok. 100 dni) eksploatacji. W tym okresie dopływ płynów (gazu i wody) do szczelin jest najbardziej intensywny i szczeliny o niskiej prze-puszczalności nie odprowadzają ich do odwiertu z wystarczającą wydajnością. Poza tym krótkim okresem kontrast pomiędzy przepuszczalnością skały (ma-trycową i szczelinowatą) a przepuszczalnością szczelin hydraulicznych (nawet w przypadku dolnej granicy przyjętego zakresu) jest tak duży, że nawet słab-sze szczeliny są w stanie transportować cały dopływający gaz do odwiertu.
W związku z powyższym największy nacisk należy kłaść na zasięg i gęstość sieci szczelin tworzących strefę stymulowaną.
Rys. 5.17: Profile wydajności i sumarycznego wydobycia gazu dla przepuszczalności szczelin hydraulicznych z zakresu 1− 20 [D]
Tab. 5.12: Wyniki analizy wrażliwości modelu na przepuszczalność szczelin hydraulicznych
Przepuszczalność szczelin hydraulicznych khf Wydobycie sumaryczne Różnica w wydobyciu względem wartości minimalnej względem wartości referencyjnej [-] [106 nm3] [%] 1 177.77 ––– -4.4 2 181.45 2.1 -2.5 5 186.03 4.6 ––– 10 186.83 5.1 0.4 20 187.25 5.3 0.7