(В период восстановления температуры)

Результаты промысловых исследований показали, что приток тепла в охлажденные пласты из прилегающих горных пород происходит весьма медленно из-за низкой теплопроводности горных пород. После 15,5 месяцев температура была недовосстановлена на 24,2⁰С (см.рис 3.3) [18].

Рисунок 3.3 Динамика восстановления температуры на забое скважины.

1- Т₃ при закачке

2- Т₃ в период 3 в период остановки скважины

3- ΔТ=Т_пл-Т₃

4- Т_пл

Результаты аналитических расчетов были согласованы с данными исследований и показали, что для полного восстановления температуры в значительно охлажденных пластах требуется продолжительное время, от 8-10 лет и более. Следовательно, при периодических нагнетания холодной воды не может происходить восстановление температуры до начальной и не ликвидируются отрицательные последствия от охлаждения. Динамика восстановления температуры в одной из скважин месторождения показана ниже (см.рис.3.4) [18].

В

Рисунок 3.4 Динамика восстановления температуры

торой комплекс исследований ставил целью выявить динамику изменения температурных полей в заводняемом коллекторе на удалении от нагнетательной скважины. Температурные изменения после шестилетней закачки произошли в радиусе 250 м. Профили приемистости воды и профиль температурной кривой, снятые в скважине, свидетельствовали о неравномерном прохождении нагнетаемой воды в пласте. Выработка коллектора при этом была неполной, её оценки делались с помощью каротажа.

Изменение температуры на различных расстояниях от скважины согласно аналитическим оценкам показано ниже (см.рис. 3.5) [18].

Рисунок 3.5 Изменение температуры на различных расстояниях от скважины

Промысловые исследования влияния температурных изменений на фильтрацию парафинистой нефти в коллекторе

Изучение влияния температурных изменений на фильтрацию пластовой нефти в реальном продуктивном коллекторе имеет исключительно важное значение.

Сущность работ состояла в следующем. Вблизи нагнетательной скважины №710 были пробурены три контрольные наблюдательные скважины №191, 192, 193, забои которых отстояли от забоя скважины №710 соответственно на 11 м, 49 м и 67 м, образуя разносторонний треугольник (см.рис. 3.6) [18].

Рисунок 3.6 Блок схема коллектора опытного участка

Характер вскрытия слоев указан на рисунке: в скважине №710 был перфорирован для нагнетания один из верхних слоев XIV горизонта.

В экспериментальных скважинах №191, 192, 193 вскрыли только один соседний продуктивный нижележащий слой, отделенный от заводняемого слоя глинистой перемычкой толщиной 2,3 м.

Согласно методическому плану, предполагалось закачать холодную воду в верхний слой через скважину №710, передать через глинистую перемычку тепловое возмущение на нижележащий слой и с помощью скважин №191, 192 и 193 исследовать влияние температурных изменений на фильтрацию в естественных пластовых условиях. До проведения закачки определили начальные параметры.

Нагнетание холодной воды в скважине №710 начали при ограниченном давлении на устье 5,8 — 6,2 МПа, чтобы не создать слишком большой репрессии; приемистость скважины составляла 350 - 440 м³/сут., температура воды на устье 12—14 °С.

Когда температура на забое скважины №191 снизилась относительно первона­чальной пластовой на 1,8 °С, скважину пустили в эксплуатацию и определили коэффициенты продуктивности. Они оказались ниже определенных до нагнетания холодной воды в скважине №710 соответственно на 26,6 и 33,7 %.

Изменение коэффициента продуктивности в скважине 191 после закачки холодной воды в скважину 710 приведено в таблице 2.

При исследовании были отобраны пробы нефти, лабораторный анализ которых показал, что в этот период в нефти не содержалась вода [18].

Таблица 2. Изменение коэффициента продуктивности после закачки в скважину холодной воды

Период замера	Коэффициент продуктивности, т/(сут.Мпа)	Снижение коэффициента продуктивности, %
До нагнетания холодной воды в скважину №710	0,143	0
После нагнетания холодной воды:
1-й замер	0,105	26,6
2-й замер	0,095	33,6