CC BY
96
ДОБЫЧА
УДК 622.276
Интерпретация результатов трассерных исследований для оценки эффективности технологии выравнивания профилей приемистости
DOI:10.24411/2076-6785-2019-10056
B.А. Коротенко
к.т.н, доцент1 [email protected]
C.И. Грачев
д.т.н., профессор1 [email protected]
Т.К. Апасов
к.т.н., доцент1 [email protected]
Г.Т. Апасов
к.т.н., главный специалист департамента геологии и разработки новых активов2 apasov [email protected]
М.М. Новоселов
заместитель начальника отдела разработки нефтяных и газовых месторождений3 [email protected]
1Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия
2ООО «Газпромнефть, НТЦ», Тюмень, Россия
3АО ««НижневартовскНИПИнефть», Нижневартовск, Россия
В работе рассмотрено взаимовлияние эксплуатации нагнетательной и добывающей скважин. По результатам интерпретации трассерных исследований установлено наличие семи каналов низкого фильтрационного сопротивления. Приведены расчеты объема порового пространства высокопроницаемых пропластков, коэффициентов проницаемости, радиусов поровых каналов, массы сорбируемого индикатора. Подсчитана масса трассера, потерянного в результате диффузионных процессов. Предложен способ определения коэффициента диффузии по результатам интерпретации трассерных исследований. Показано, что основная масса закачанного трассера при движении от нагнетательной к добывающей скважине «теряется» в результате диффузии. После проведения
Введение
Среди методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки эксплуатационных объектов (ЭО) нефтяных месторождений компаний «Роснефть», ЛУКОЙЛ, «Газпром нефть» Татнефть» и «Башнефть» лидирующее место занимает технология выравнивания (изменения) профиля приемистости (далее — ВПП). Продуктивные пласты слагаются из низкопроницаемых прослоев (пропластков) (далее — НП) и высокопроницаемых пропластков (далее — ВП) или каналов низкого фильтрационного сопротивления (далее — НФС). Основная часть извлекаемой нефти сосредоточена в НП или в матрице. При вытеснении нефти закачиваемой водой происходит «быстрое» обводнение продукции по ВП. Физическая суть технологии ВПП сводится к изоляции каналов низкого фильтрационного сопротивления между нагнетательной и добывающими скважинами. В нагнетательную скважину закачивается водный раствор химического реагента, который «закупоривает», изолирует каналы НФС, препятствуя движению по ним закачиваемой в пласт воды. Созданию изолирующих химических реагентов посвящены многочисленные работы советских и российских исследователей. Ожидаемый эффект — снижение обводненности добывающих скважин или увеличение дебита нефти.
Постановка проблемы
Для успешного применения метода ВПП необходимо выполнение следующих условий:
1) Определить местоположение каналов НФС, рассчитать их фильтрационно-емкост-ные характеристики [1,2,3].
2) Подобрать химический реагент с соответствующими физико-химическими свойствами, который после закачки пачки химического раствора блокировал бы последующую фильтрацию воды по ВП. Для этого следует учитывать размеры молекул хим. реагента и радиусы поровых каналов НФС, адсорбцию химических молекул химического вещества.
3) Обязательное условие — радиусы
поровых каналов матрицы или НП должны быть меньше размеров молекул хим. реагента. Тогда после освоения скважины и закачки воды изменится профиль приемистости нагнетательной скважины. Вода будет вытеснять нефть из НП, увеличится коэффициента охвата пласта по толщине. Интерпретация результатов трассерных исследований до и после применения ВПП позволяет оценить эффективность технологии ВПП.
Методология
Рассматриваются результаты эксплуатации добывающей скважины 151б Хохряков-ского месторождения пласт ЮВ1. Выбор этого месторождения обусловлен тем, что на нем проводилось системное изучение гидродинамической ситуации в залежи с применением трассерных исследований. Так, например, в 2003 г. по результатам индикаторных исследований была установлена гидродинамическая связь этой скважины с нагнетательной 513. В 2005 г. на скв. 513 были проведены работы по ВПП и осуществлена повторная закачка трассера. Для интерпретации результатов исследований рассмотрим гидродинамическую связь между нагнетательной скважиной 513 и добывающей скважиной 151б. Содержание программы настоящего аналитического исследования состоит из трех этапов:
1) Расчет коэффициентов проницаемости, радиусов и объемов поровых каналов НФС скв. 151б по результатам интерпретации трассерных исследований 2003 г.
2) По эксплуатационной карточке скважины 151б определяется эффективность технологии ВПП.
3) Расчет коэффициентов проницаемости, радиусов и объемов поровых каналов НФС скв. 151б по результатам интерпретации индикаторных исследований 2005 г. после технологии ВПП.
Обсуждение. Результаты исследования 1-й этап программы исследования
16 июля 2003 г. в нагнетательную скважину 513 закачано 36 кг эозина (М^),
Рис. 1 — Изменение концентрации эозина в скв. 151бза время исследования Fig. 1 — Change in the concentration of eosin in well 151b during the study
технологии выравнивания профиля приемистости (ВПП) в нагнетательной скважине проанализирован период работы добывающей скважины. После повторного проведения трассерных исследований обнаружено наличие только одного высокопроницаемого прослоя с меньшей проницаемостью и радиусом порового канала. Установлены причины незначительного изменения величины коэффициента обводненности после проведения технологии ВПП.
Материалы и методы
В работе использовались фактические промысловые данные и результаты работ технологии выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Для анализа использовались работы ученых Желтова Ю. П.,
Мирзаджанзаде А.Х., Ахметова И.М., Ковалева А.Г. и других.
Ключевые слова
трассерные исследования, коэффициент диффузии, технология выравнивания профиля приемистости
растворенного в воде объемом 25м3 (У0), начальная концентрация составила 1,44 кг/мз = 1444 мг/л (с0). Число добывающих скважин, в которых зафиксирован вынос трассера равно п=11. Время исследования продолжалось 30 суток. Приемистость, принятая для расчетов, равна 145,7 мз/сут [4]. Содержание закачанного трассера эозина за время эксперимента определялось лабораторными исследованиями. На рисунке 1 изображена зависимость изменения концентрации от времени исследования на скважине 151б. Расстояние между скважинами равно Ь=675 м.
Очевидно, что ломаная линия имеет 7 локальных максимумов и 7 локальных минимумов, следовательно, в пласте гидродинамическая связь между скважинами осуществляется по семи высокопроницаемым пропласткам. Причем ломаная линия не пересекает ось абсцисс, что свидетельствует о последовательной непрерывной работе каналов НФС. Чтобы определить массу всего вынесенного индикатора, продлим прямую линию последнего участка до пересечения с осью абсцисс. Уравнение имеет вид:
с = 0,516? - 6,7 * 10"1, г = 773,5 час.
параметра ю. по двум выбранным формулам. Параметр ю вводится для определения положения каналов НФС в пространстве [3]. Если параметр ю) удовлетворяет условию 1<ю.<1+^2, то для .>1 каналы НФС расположены в горизонтальной плоскости. Из таблицы 1 видно, что подсчитанные значения параметров ю) этому условию не удовлетворяют, следовательно, все семь каналов НФС лежат в вертикальной плоскости, длины их равны. В этом случае логично вместо термина «каналы НФС» использовать термин «высокопроницаемые пропластки (прослои) (ВП)».
Для расчета коэффициентов проницаемости, радиусов и объемов поровых каналов воспользуемся формулами из работы [3].
Для стационарной фильтрации при выполнении закона Дарси истинные (гидродинамические) скорости движения закачиваемой воды V* и фильтрации V. определяются из следующих соотношений:
К, APj .
vj=——,vj=vjm0, Иь ъ
(2)
где — динамическая вязкость воды; t. — время, за которое трассер достигнет забоя Здесь 1. — соответствует времени оконча- добывающей скважины по .-му прослою; к.
ния исследования.
Фильтрационные параметры и геометрическое расположение каналов НФС определим по методике [3]. Для обработки полученных результатов и последующих расчетов составим таблицу 1, с двумя параметрами ю..
В первом столбце приведены номера локальных экстремумов. Нечетные значения . соответствуют локальным максимумом, четные - локальным минимумам. Во втором и в третьем столбцах - значения времен с начала исследования и величины концентраций в точках экстремумов. В четвертом столбце подсчитаны площади под ломаной линией между двумя минимумами:
>1
5у= |сДГ)<Й= (1)
Ь-г 0
В 5 и 6 столбцах рассчитаны значения
— фазовые проницаемости ВП по воде; Ар. — репрессии или разности забойных давлений между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом ВП. В расчетах принимается замеренная средняя репрессия Ар=Ар. Коэффициенты фазовых пропластков равны:
л
проницаемостеи
Таб. 1 — Tab. 1 Таблица исходных данных и расчета параметров Uj — Table of initial data and calculation of parameters Uj
j tj, час cj, мг/л Sj,Mr час/л wj=tj/tj ш =cjtj/ c1t1
1 2 3 4 5 6
0 0 0
1 18 0,139 1 1
2 26,3 0,103 2,253
3 50 0,259 2,8 5,2
4 60 0,074 5,955
5 66,3 0,129 3,7 3,4
6 74,1 0,068 1,408
7 85,3 0,0939 4,7 3,2
8 146,3 0,0329 4,771
9 208 0,083 11,6 6,9
10 232 0,0488 5,160
11 276,6 0,149 15,4 16,5
12 349 0,084 12,849
13 373 0,267 20,7 39,9
14 773,5 0 57,680
= т,у)цъЬ = тфъЬ\ (3) 1' Ар Ар
Здесь т0 — коэффициент открытой пористости ВП, который больше коэффициента открытой пористости пласта до образования или раскрытия каналов НФС.
Если известна приемистость нагнетательной скважины Q0, то расход закачиваемой воды, приходящейся на каждую реагирующую скважину равен Q0/n, тогда приемистость каждого высокопроницаемого пропластка равна Q0j. Объемы порового пространства У.рог и площади фильтрации Б^-го ВП определятся по формулам;
Qoj=-/mQo, Vjp„ = Q„jtjAs,
As-
• jpor
mnL
(4)
Здесь 8*— предельное значение коэффициента водонасыщенности; 8 — коэффициент остаточной водонасыщенности; а — поправочный коэффициент, 0<а <1, характеризующий долю воды, в каналах НФС. Параметр а определяется из соотношения:
а = во~во°. (5)
а
Здесь — расход (приемистость) нагнетательной скважины до формирования канала НФС; — расход (приемистость) нагнетательной скважины после формирования канала НФС.
Связь между пористостью, проницаемостью и радиусом поровых каналов г. определяются по формуле Котяхова для слабосце-ментированных грунтов
%к,(р 0,5035
—*—> <р =-ТГ •
та т„
(6)
Таб. 2 — Результаты обработки индикаторных исследований 2003 г. Tab. 2 — Results of processing indicator research 2003
j, мак с, мг/л tj, час Sj (1), мг/л*час At, час v* (2), м/ час vj, м/час k (3), D Vjpor (4), м3 Sfj, м2 (4) г(6), мкм Mj, г (7).
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 0,139 18 2,253 26,3 37,5 11,25 50,1 0,6 0,0029 50,29 0,124
2 0,259 50 5,955 33,7 13,5 4,05 18,0 1,7 0,0082 30,17 0,329
3 0,129 66,3 1,408 14,1 10,2 3,05 13,6 2,2 0,0108 26,20 0,078
4 0,094 85,3 4,447 72,1 7,9 2,37 10,6 2,8 0,0139 23,10 0,245
5 0,083 208 5,160 85 3,2 0,97 4,3 6,9 0,0340 14,79 0,285
6 0,149 276,6 12,849 117 2,4 0,73 3,3 9,2 0,0452 12,83 0,709
7 0,276 373 57,680 303 1,8 0,54 2,4 12,4 0,0610 11,05 3,183
По замеренным концентрациям вынесенного индикатора и времени Г, масса трассера, зафиксированного на скважине 151б равна:
(7)
^ кп ' где Б. — площадь, определяемая по диаграмме с -Г., построенной по результатам замеров трассера на добывающей скважине; ДГ — интервал времени фиксации .-го прихода индикатора; параметр в определяется по формуле
Р =
Qb-Qb, Qb
■, (8)
где Qb — дебит воды на момент исследования; Qb0 — дебит воды до начала притока воды по высокопроницаемым пропласткам. Qb и Qb0 определяются по графику зависимости дебита воды или обводненности от времени, должен наблюдаться резкий рост соответствующих технологических показателей [3]. Отметим, поскольку фильтрация, установившаяся и потерями можно пренебречь, то Qoj = Qbj. Из соотношений (4) и (7) для а = ß следует, что Qb=Q0)/n.
Итак, число ВП равно числу локальных максимумов, k=7, длина каждого прослоя равна L=675 м. Для удобства последующих расчетов и упрощения записи примем, что j и зависящие от него параметры таблицы 1 изменяются от 1 до 7. Известно, что ,мь=0,48м-Пас; m0=0,3; Др=16 МПа; L=675 м; Q=145,7 м3/сут; с0=1,44 кг/м3=1,444 мг/л; a=ß=0,7;
Таб. 3 — Расчет массы сорбированного индикатора
Tab. 3 — Calculation of the mass of the sorbed indicator
a=0,1 a=0,05
j, Ij, мг/л Vjpor, Mcj, г Mcj, г
мак м3
1 0,1750 0,6 0,0104 0,0052
2 0,3410 1,7 0,0565 0,0282
3 0,1160 2,2 0,0255 0,0127
4 0,0869 2,8 0,0245 0,0123
5 0,0843 6,9 0,0581 0,0290
6 0,1652 9,2 0,1513 0,0757
7 0,4500 12,4 0,5558 0,2779 Суммы 35,7 0,8821 0,4410
к=7; п=11; 5*=0,8 -?0=0,2. Остальные данные взяты из таб. 1.
В таб. 2 приведены результаты расчетов для ВП, расположенных в одной вертикальной плоскости.
Сумма объемов поровых каналов ВП составит ^^=35,7 м3. Общая масса индикатора, вынесенная за время исследования, равна М=9,907 г.
Из закона сохранения массы следует, что масса потерянного индикатора равна сумме масс, потерянных в результате диффузионных процессов М0, сорбирования молекул трассера на поверхности поровых каналов Мс и перетоков флюида из ВП в низкопроницаемые пропластки (НП) или матрицу Мр:
Мро1=МВ+Мр+Мс,
* . (9)
Мро,=М0/п-М,Л/ = |>,
м
По данным ГИС коэффициенты абсолютной проницаемости матрицы равен 9мД, что в тысячи раз меньше фазовых проницаемо-стей ВП (столбец 8 таб. 2). Поэтому потерями индикатора при перетоке в окружающее пространство в первом приближении можно пренебречь, Мр=0.
Масса сорбированного трассера зависит от объема порового пространства, на стенках которого происходит адсорбция и потери концентрации. Величины концентраций, как видно из таблиц 1,2 малы, поэтому для определения количества сорбируемого индикатора воспользуемся изотермой Генри:
м 0 = £ м с], £ = аУ£ J, (10)
м
где а — параметр сорбции, определяемый лабораторными исследованиями, 1. — длина линии концентрации с. между двумя минимумами, равная = 2с2/._! -с2(у_ц -е2/, у = 1,2-7
Значения с. берутся из таб. 1.
Масса индикатора, потерянная в процессе диффузии равна
* Ч
Мв =т^я (11)
М -я,
Изменение концентрация в каждом .-м канале с.(^Д) получено в работе [3]:
Aj (t)
(12)
нагнетательной скважине; с. — концентрации на пиках добывающей скважины; 2Х.(Г) — размеры зон смешения (диффузии) при движении индикатора; — подвижная
координата зоны смешения; Б. — площади фильтрации .-х пропластков ВП.
Подставляя (12) в (11), после интегрирования получим выражение для определения М0:
7=1 '
Если М0 известно, то с учетом (9), получим формулу для определения коэффициента диффузии й:
м£
D = -
Км ,
(М Jn-M-Mcf
■ (13)
32 m0c„
Здесь с — начальная концентрации на
Таким образом, величина коэффициента диффузии, определенного по результатам трассерных исследований, прямо пропорциональна квадрату массы закачанного трассера и обратно пропорциональна сумме квадратов площадей фильтрации каналов НФС.
Для расчета примем Мс=0,8821 г; М=9,9 г; М0/п= 3,273 кг, остальные данные берутся из таб. 1, 2. После подстановки в (13) получим: МБ=3,262 кг и Б=6,77*10-5 м2/с.
Следовательно, основная потеря массы закачанного индикатора происходят в результате диффузии. Зоны смешивания (диффузии) изменяются в интервале 2Х.е12;54] м. Причем, чем меньше фазовая проницаемость ВП, тем больше зона смешивания. Чем больше скорость фильтрации, тем меньше область диффузии.
В работе [5] под коэффициентом диффузии понимается комплексный коэффициент, учитывающий: молекулярную диффузию, обусловленную хаотичным движением молекул; конвективную диффузию, зависящую от средней скорости движения; а также диффузию вследствие различия вязкостей смешивающих жидкостей:
Ъ = ЪЕ{\+К^га<1цс), =£„+£>,= Д,(14)
где V* — истинная гидродинамическая скорость флюида; В0 — коэффициент молекулярной диффузии; Вк — коэффициент конвективной диффузии; К, — экспериментальный коэффициент, учитывающий
Таб. 4 — Величины средних технологических показателей скв. 151б за период с апреля 1999 г. по май 2008 г. Tab. 4 — Values of average technological indicators of well 151b for the period from April 1999 to May 2008
год Qn, т/ Qw, т/ Qbj/ Обв,%
сут сут сут
1999 42,54 44,35 1,81 4,13
2000 37,51 39,34 1,83 4,62
2001 49,46 57,33 7,87 11,64
2002 27,96 74,97 47,01 62,22
2003 2,26 70,20 67,94 86,00
2004 4,27 68,20 63,93 93,86
2005 3,77 91,37 87,60 93,78
2006 8,89 96,51 87,63 92,35
2007 5,77 104,03 98,25 93,66
2008 6,09 109,69 103,60 94,27
конвективную диффузию; К — экспериментальный коэффициент, учитывающий разно-вязкостную диффузию; /—вязкость смеси двух жидкостей. Для газов величина коэффициента диффузии Б имеет порядок 10-5 м2/с, для жидкостей 10-6-10-7 м2/с [5]. Диффузия газов в жидкости происходит гораздо медленнее, коэффициент диффузии имеет порядок 10-'-10-10 м2/с [6].
В нашем случае предполагается, что вязкости водного раствора индикатора и воды практически одинаковы и не изменяются при движении жидкостей. Поэтому £>=£>Е. Численное значение, расчетного коэффициента диффузии зависит от полного времени исследования. Если процесс притока трассера не закончен — измерения прервались, то из формулы (13) следует, что масса индикатора М, вынесенная за время исследования, будет меньше, и числитель в (13) увеличится. В знаменателе формулы (13) квадрат суммы будет меньше, следовательно, значение коэффициента диффузии будет завышено. Порядок величины 10-5, полученного значения Б, обусловлен преобладанием процесса конвективной диффузии над молекулярной. Поскольку движение жидкости происходит в высокопроницаемых пропластках, с проницаемостью от 2 до 50 Д, в которых истинные скорости V* и скорости фильтрации V в тысячи раз больше, чем в НП.
2-й этап программы исследования
В июле 2005 г. для увеличения добывных возможностей окружающих добывающих скважин решением ведущего геолога Апасо-ва Т.К. в нагнетательную скважину 513 был закачан водный раствор щелочно-полимер-ной сульфаминовой кислоты (далее — ЩПСК) объемом 1500 мз. На предыдущем этапе установлено, что скважина 513 гидродинамически связана с 11 добывающими скважинами. На каждую добывающую скважину при а=0,7 приходится 95 мз водного раствора ЩПСК. Объем, необходимый для изоляции притока воды в скважину 151б по 7 ВП, равен половине суммарного объема порового пространства 18 мз [3]. Причем размеры молекул закачиваемой композиции должны быть соизмеримы с диаметром поровых каналов, которые изменяются от 22 до 100 мкм, (таб. 2).
Рассмотрим, как изменилась добыча скв. 151б за период с 1999 г. по 2008 г. Скважина
Таб. 5 — Расчет параметров ВП скв. 151б после изменения профиля приемистости скв. 513 Tab. 5 — Calculation of the well 151b after changing the injectivity profile of the well 513
j, с, мг/л t, j Sj (1), Atj, v*j j
мак час мг/л*- час (2)1,
час м/
час
1 2 3 4 5 6
1 0,00156 720 0,0624 80 0,94
vj, м/ к (3), Vjpor Sfj, r(6), Mj, м
час мкм2 (4), м2 мкм г (7),
м3 (4)
7 8 9 10 11 12
0,28 1,25 315 1,56 7,95 0,046
была введена в эксплуатацию в апреле 1999 г. До декабря 2001 г. обводненность продукции не превышала 10-13%, Максимальный дебит нефти Qn достигал 62 мз/сут. В 2002 г. дебит нефти начал убывать, обводненность возрастать. В таб. 4 приведены средние значения дебитов и обводненности продукции скважины 151б.
Минимальные значения дебитов нефти приходятся на период 2003-2005 гг. По результатам индикаторных исследований, проведенных в 2003 г., установлено, что, гидродинамическое взаимодействие между скв. 151б и скв. 513 осуществлялось по семи высокопроницаемым пропласткам. После закачки водного раствора ЩПСК, дебит нефти увеличился несмотря на то, что коэффициент обводненности практически не изменился. Увеличение дебита нефти произошло за счет вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков между скважинами.
3-й этап программы исследования
10 августа 2005 г. в нагнетательную скважину 513 закачано 40 кг родамина, растворенного в 30 мз воды, начальная концентрация равна с0=1,333 кг/мз=1333 мг/л. Приемистость нагнетательной скважины равнялась 150 мз/сут., депрессия Др=16 МПа. Количество реагирующих добывающих скважин равно и=6. На кривой изменения концентрации от времени скважины 151б зафиксирован один пик, к=/=1 с максимальным значением концентрации гораздо меньшим, чем 2003 г.
Анализируя расчетные значения, приведенные в таб. 2 и 5, выявлено, что значительно уменьшилась максимальная величина концентрации индикатора, в два раза увеличилось время исследования, уменьшились скорость фильтрации и коэффициент проницаемости. Возможно, если бы время исследования в 2003 г. было бы более продолжительным, то на диаграмме рис. 1 появился дополнительный локальный максимум. Объем воды, поступающей из скв. 513 равен QЬ1=17,5 мз/сут.~ 17,5 т/сут.
В июле 2005 г. на нагнетательной скважине 813 осуществлена закачка 40 кг флюорес-церина растворенного в 30 мз воды. Через 50 суток на скв. 151б зафиксирован приток индикатора с максимальной концентрацией с=0,00275мг/л. В результате наблюдений в течение 160 суток других пиков концентрации не обнаружено. Приемистость скв. 813 Q01=400 мз/сут, количество от реагирующих добывающих скважин и=11. Объем воды поступившей воды в скважину 151б по ВП равен QЬ2= 25,45 мз/сут. Средний объем добытой воды за 2006 г. составил Qb=87,6 т/сут (см. таб. 4). Разница между средним дебитом добытой воды и дебитами воды, поступившей по высокопроницаемым пропласткам двух нагнетательных скважин, равна ДQЬ=QЬ-QЬ1-ЦЬ2=44,65 т/сут. Спрашивается, откуда пришла остальная вода? На наш взгляд существует несколько причин.
Первая — при интерпретации результатов трассерных исследований, полученные расчетные параметры (таб. 2, 5) принято, что фильтрация стационарная, установившаяся. То есть, мы рассматриваем две «фотографии» 2003 и 2005 гг. фильтрационных процессов между скважинами 513 и 151б. Таб. 4 отражает динамику — изменения во времени — технологических показателей работы скважины 151б, то есть мы «смотрим киноленту». В этом случае имеет место трансформация нестационарных фильтрационных потоков [8]. В пласте остаются области (зоны), содержащие подвижную нефть, неохваченную реализуемой системой заводнения. Со временем в эти области вторгается закачиваемая в пласт вода, границы зон изменяются в результате эксплуатации скважин (остановка, для проведения исследований, ремонтных работ). Это, в свою очередь, обуславливает возникновение незапланированных гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи: циклического заводнения, изменения направления фильтрационных потоков. Переток флюидов из низкопроницаемых пропластков происходит медленно, но приводит к изменению коэффициентов насыщенности в области притока добывающей скважины. Для этого следует использовать карту изобар, по которой можно установить области перетоков воды из ВП в окружающие области вокруг нагнетательной скважины. А также области притока флюидов к забою добывающих скважин.
Вторая причина — влияние других нагнетательных скважин, в которых трассерные исследования не проводились, но гидродинамическая связь между скважинами существует.
Третья — образование техногенных микротрещин в ПЗП скважин при давлении нагнетания больше предела прочности породы.
Выводы
1) По результатам трассерных исследований установлено, что основная масса закачиваемого индикатора «теряется» вследствие диффузионных процессов. Предложен метод определения коэффициента диффузии.
2) Установлено, что после применения технологии выравнивания профиля приемистости количество высокопроницаемых прослоев с семи уменьшилось до одного с более низкими фильтрационными свойствами.
3) Сопоставлением результатов индикаторных исследований и динамики работы добывающей скважины дана оценка эффективности проведенных работ по ВПП. Установлены причины увеличения дебита нефти без изменения обводненности.
4) Диаметры поровых каналов семи высокопроницаемых пропластков при первом трас-серном исследовании 2003 г. изменяются в пределах от 22 до 100 мкм. После применения метода ВПП и повторного исследования диаметр единственного порового канала оказался равным 16 мкм. Следовательно, диаметры молекул химического реагента ШПСК превышают 16 мкм и не позволяют изолировать ВП.
