Cтраница 2
На рис. 8 - 10 приведены кривые восстановления забойного давления, которые получены в результате исследования нагнетательных скважин НГДУ Туймазанефть и Октябрьскнефть на различных режимах закачки, а в табл. 3 - соответствующие им значения коэффициентов проницаемости, рассчитанные по уклонам этих кривых. [16]
Башкирии, Татарии, Тюменской области и некоторых других коэффициент охвата пласта заводнением по толщине по результатам исследований нагнетательных скважин, проведенных авторами [ 10, 11, 19, 23, 60, 61 и др. ], колеблется в пределах 0 2 - 0 6, при этом вода поглощается в основном наиболее проницаемыми пропластками. [17]
Следовательно, закачанная кислота почти не реагирует с породами пласта. Это подтверждается и результатами исследования нагнетательных скважин по кривым восстановления забойного давления. В качестве примера приводим результаты исследования скв. [18]
Кроме того, при движении двух несмешивающихся жидкостей в пористой среде все эти условия дополнительно осложняются капиллярными силами и образованием эмульсионных переходных слоев. Безусловно, все эти факторы сильно влияют как на приемистость скважины в целом, так и по мощности продуктивного пласта, тем более при закачке воды в нефтяную часть пласта. Однако эти факторы можно было бы принять как основные, влияющие на приемистость скважины, в том случае, если бы практически удалось обеспечить закачку идеально чистой воды в пласт. Однако, как отмечено выше, в практике поддержания пластового давления наблюдается осуществление стабильной закачки воды в скважины с содержанием механических примесей до 150 мг / л с размерами частиц до 50 - 100 мк, а величина пор продуктивных пластов в основном не превышает 15 - 20 мк. В связи с этим поверхности фильтрации забоя при отсутствии трещин очень быстро забиваются этими механическими примесями до полного затухания приемистости скважины. Следовательно, основной причиной стабильной приемистости нагнетательных скважин, а также локального проникновения воды в более проницаемые узкие участки пласта прежде всего является трещиноватость призабойной зоны продуктивного пласта. Эти трещины, имея огромные поверхности фильтрации, раскрываются или смыкаются при изменении давления нагнетания. Кроме того, использованы результаты исследований нагнетательных скважин, проведенных в ТатНИИ, ВНИИ, УфНИИ и КГУ. По данным этих исследований построены индикаторные кривые в целом по скважине и по каждому поглощающему интервалу пласта, результаты которых приводятся ниже. [19]