СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМА ЗАКАЧАННЫХ В СКВАЖИНУ ЖИДКОСТЕЙ ПО ЗОНАМ ПЛАСТА ВДОЛЬ СТВОЛА СКВАЖИНЫ Российский патент 2023 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к области скважинных операций, в частности, к закачке жидкостей в пласт при давлении ниже давления разрыва горной породы.

Закачка жидкостей в пласт при давлении ниже давления разрыва горной породы используется для осуществления целого ряда работ, например, для интенсификации добычи путем обработки призабойной матрицы, для уменьшения обводнения, контроля пескопроявления, в методах увеличения нефтеодачи (МУН) на пластовых масштабах, при проведении гидродинамических исследований скважин и т.п. Во время нагнетания жидкость закачивают в пласт за счет избыточного давления, создаваемого насосами высокого давления в скважине. В большинстве полевых случаев нагнетание происходит в зоны пласта, расположенные вдоль ствола скважины и обладающие определенной неоднородностью проницаемости. В таких случаях распределение закачанных объемов будет также неоднородно, и зоны с большей эффективной толщиной-проницаемостью (kh) примут большее количество жидкости, чем зоны с меньшим значением kh. Одной из главных инженерных задач при проектировании подобных работ является оценка количества жидкости, поступившей в определенную зону, принимая во внимание, что в течение закачки жидкость может перераспределяться. Количество жидкости (на единицу мощности пласта), поступившей в определенную зону, используют для подсчета таких практически важных параметров, как дальность распространения фронта жидкости (в случае МУН, работ по контролю обводнения скважин или выноса песка, матричных обработок в терригенных коллекторах) или длина червоточины и соответствующий скин (для кислотных работ в карбонатах).

Соответственно существует необходимость в наличии инструмента, позволяющего оценить распределение закачанной жидкости между зонами пласта с разной проницаемостью вдоль ствола скважины исходя из полевых данных (забойное давление при нагнетании, расход закачиваемой жидкости) и пластовых свойств на момент начала закачки (kh).

Из уровня техники известны два типа исследований, касающихся определения распределения объемов жидкости, закачиваемой в скважину, по зонам пласта вдоль ствола скважины.

В исследованиях первого типа фильтрационные свойства пласта, предполагаемый расход закачки и свойства закачиваемой жидкости используют для расчета распределения жидкости по зонам, расположенным вдоль ствола скважины, а именно глубины проникновения жидкости внутрь каждой зоны перпендикулярно стволу скважины. Из полученной глубины далее высчитывают показатель очищения скважины, так называемый скин-фактор. Рассчитывают также ожидаемое давление во время закачки. Такие исследования в основном проводились в целях оптимизации объемов и типов жидкостей при закачке реагентов при давлении ниже давления разрыва горных пород (так называемых матричных обработках). Примерами таких работ являются, например, Tardy, P.М. J., Lecerf, В., and Christanti, Y., An Experimentally Validated Wormhole Model for Self-Diverting and Conventional Acids in Carbonate Rocks Under Radial Flow Conditions. Presented at the SPE European Formation Damage Conference, Scheveningen, The Netherlands, 30 May-1 June 2007, стр. 1-17, SPE-107854-MS. https://doi.org/10.2118/107854-MS; и Mohan K.R. Panga; Murtaza Ziauddin; Ramakrishna Gandikota; Vemuri Balakotaiah. A New Model for Predicting Wormhole Structure and Formation in Acid Stimulation of Carbonates. Paper presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, February 2004, стр. 1-11, SPE-86517-MS https://doi.org/10.2118/86517-MS. В данном типе исследований расчетное давление во время закачки является выходным параметром, а входные параметры (геологические свойства пласта, предполагаемый расход закачки, а также свойства закачиваемой жидкости), вследствие своей комплексности задаются с неизбежной погрешностью, из-за чего расчетное давление может значительно отличаться от давления, которое наблюдается в реальности во время закачки матричной обработки.

В исследованиях второго типа распределение жидкости при закачке основывается на фильтрационных свойства пласта, но, в отличие от исследований первого типа, входными данными являются реальный расход и давление закачки, а выходным параметром являются различные компоненты уравнения фильтрации. Исследованиями такого типа являются работа Paccaloni, G. and Tambini, М., Advances in Matrix Stimulation Technology, J Pet Technol 45 (3), 1993, стр. 256-263, SPE-20623-PA. https://doi.org/10.2118/20623-PA, где в каждый момент времени матричной обработки из реальных данных давлений и расходов рассчитывают общий скин-фактор в интервале обработки, а также работа Keng S. Chan, Nicolas С. Flamant, Husam N. Helou, A Simple, Robust Interpretation Method for Matrix Acidizing Treatments - Part 1: Theoretical Basis and Field Example, Middle East Oil Show, June 9-12, 2003, pages 1-9, SPE-81466-MS, где в каждый момент времени матричной обработки из реальных данных давлений и расходов предлагается рассчитывать индекс приемистости, и по нему качественно оценивать уменьшение или увеличение скин-фактора. По сравнению с исследованиями первого типа исследования второго типа являются более приемлемыми для анализа реальных работ по матричным закачкам, так как исследования второго типа решают обратную проблему: нахождение параметров фильтрации (а именно скин-фактора) из реальных данных по давлению и расходам во время закачки.

Однако исследования второго типа не предоставляют информации по распределению объемов жидкости по зонам пласта с разной проницаемостью вдоль ствола скважины, так как выдают одно общее усредненное значение параметра фильтрации (скин-фактора) для всего целевого интервала.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в повышении точности определения распределения объема закачиваемых в скважину жидкостей по зонам пласта с разной проницаемостью вдоль ствола скважины за счет обеспечения соответствия полученных результатов результатам измерений забойного давления и расхода закачиваемой жидкости.

Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом определения распределения объема закачанных в скважину жидкостей по зонам пласта вдоль ствола скважины определяют профиль проницаемости и скин-фактора пласта вдоль ствола скважины и разделяют полученные профили на зоны. Осуществляют закачку жидкостей в скважину в соответствии с заданным расписанием и в процессе закачки выполняют измерения забойного давления и расхода закачиваемой жидкости. Рассчитывают измененные в процессе закачки жидкостей профили проницаемости и скин-фактора пласта посредством модели фильтрации жидкости в скважине с разными зонами, при этом используют измеренные в процессе закачки забойное давление и расход закачиваемой жидкости в качестве входных данных модели. Используя рассчитанные измененные проницаемость и скин-фактор пласта посредством той же модели фильтрации определяют распределение полного объема всех закачанных жидкостей по зонам.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения при наличии в расписании закачки специальной жидкости, влияющей на распределение объема закачиваемых жидкостей по зонам пласта в конце закачки, выбирают временной интервал, в течение которого в соответствии с заданным расписанием осуществлялась закачка специальной жидкости, и преобразуют полученный ранее измененный профиль скин-фактора в выбранном интервале таким образом, чтобы не учитывалось влияние специальной жидкост. Используют модель фильтрации жидкости в скважине и рассчитывают новое распределение полного объема закачанной жидкости по зонам без влияния специальной жидкости. Вычитают из него распределение объемов полученное ранее с учетом специальной жидкости и определяют объем жидкости, отклоненный для каждой зоны за счет наличия стадии специальной жидкости в расписании закачки.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения на полученном измененном в процессе закачки жидкостей профиле скин-фактора пласта на стадии закачки специальной жидкости моделируют изменение объема закачиваемой специальной жидкости. Используют модель фильтрации жидкости в скважине и рассчитывают новое распределение объемов закачиваемой жидкости по зонам, соответствующее профилю скин-фактора с измененным объемом закачиваемой специальной жидкости. Вычитают из рассчитанного распределения объемов жидкости, соответствующего профилю скин-фактора с измененным объемом закачиваемой специальной жидкости, распределение объемов, полученное при изначальном расписании закачки, и получают изменения объемов закачиваемой жидкости, вызванные изменением объема закачиваемой специальной жидкости.

Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг. 1 показана проницаемость зон пласта вдоль ствола скважины до проведения закачки жидкостей в скважину, на Фиг. 2 приведены графики изменения расхода закачиваемых жидкостей и забойного давления в процессе закачки жидкостей в скважину, на Фиг. 3 показано изменение проницаемости нескольких зон пласта со временем, на Фиг. 4 показано изменение скин-фактора в нескольких зонах пласта со временем, на Фиг. 5 приведена зависимость расхода закачиваемых в каждую зону жидкостей от времени, на Фиг. 6 показано распределение объемов жидкости по зонам в конце закачки, на Фиг. 7 приведены те же графики изменения расхода закачиваемых жидкостей в процессе закачки в скважину и забойного давления, что и на фиг. 2, с выделенным временным интервалом, на Фиг. 8 приведено распределение жидкостей по зонам в случае отсутствия отклонителя в расписании закачки, на фиг. 9 показано распределение объемов, полученных некоторыми зонами в результате обработки отклонителем в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения, на фиг. 10 показан предсказанный профиль скин-фактора в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения.

В соответствии с предлагаемым способом до осуществления закачки жидкостей (например, воды, кислот, жидкостей-отклонителей, см таблицу 1) в скважину определяют одномерный профиль фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) горной породы, например, проницаемости и скин-фактора, как показано на Фиг. 1 (каротажными методами, см., например, W.R. Mills, David С. Stromswold, L.S. Allen, Pulsed Neutron Porosity Logging, Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts, paper presented at the SPWLA 29th Annual Logging Symposium, June 5-8, 1988, стр. 119-128, и/или посредством потоковых методов, например, Sullivan, Michael, Belanger, David, and Mark Skalinski. "A New Method For Deriving Flow-Calibrated Permeability From Production Logs." Petrophysics 48 (2007), стр. 13-27, и/или посредством температурных исследований через распределенные сенсоры, как описано в SPE 166512, Zhishuai Zhang, Berkeley; Behnam Jafarpour, Joint Inversion of Production and Temperature Data for Identification of Permeability Distribution with Depth in Deep Reservoirs, paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 2013, стр. 1-11, SPE-166512-MS, и/или посредством корреляций, как описано в Bohnsack, D., Potten, М., Pfrang, D., Wolpert, P., & Zosseder, K., "Porosity-permeability relationship derived from Upper Jurassic carbonate rock cores to assess the regional hydraulic matrix properties of the Malm reservoir in the South German Molasse Basin", Geothermal Energy, vol, 8(1), 2020, стр. 1-47, https://doi.org/10.1186/s40517-020-00166-9. Полученный профиль ФЕС делят на несколько зон различной толщины вдоль ствола скважины; внутри каждой зоны ФЕС усредняются и объявляются неизменяющимся (внутри одной зоны) и уникальными по нескольким факторам, например проницаемости, пористости, горным напряжениям, или также и других характеристикам. Процесс разбиения свойств горной породы на зоны описан в указанных статьях.

Закачку жидкостей в скважину осуществляют в соответствии с заданным расписанием, которое может предусматривать несколько стадий. Количество стадий может быть самым разным (от одной до нескольких десятков) в зависимости от типа полевой работы по нагнетанию жидкости. Например, при заводнении пласта обычно закачивается только вода (одна жидкость и одна стадия), а при кислотной обработке скважин в карбонатных породах кроме воды обычно закачивают последовательно несколько типов кислот и жидкостей-отклонителей, чередующихся друг с другом.

В процессе закачки выполняют измерения и получают записи забойного давления и расходов закачиваемых жидкостей (см. Таблицу 1 - в ней приведен пример расписания (последовательности) закачки разных жидкостей в скважину для выполнения кислотной обработки скважины, а также указаны расход и объем каждой закачиваемой жидкости). Закачка каждой жидкости имеет свою продолжительность. Пример расписания закачки приведен в таблице 1 или в статье Tan, X., Payne, С., & Panga, М. (2018). Modeling the Effectiveness of Diverted for Matrix Acidizing Based on Filter Cake Characteristics. Proceedings - SPE International Symposium on Formation Damage Control, 2018. https://doi.org/10.2118/189473-ms.

Записи забойного давления и расходов закачиваемых жидкостей представляют собой записанную последовательность значений забойного давления и расхода закачиваемой жидкости во время закачки, каждому значению которой соответствует момент времени, в который данное значение было измерено. На Фиг. 2 показан график закачки всей последовательности жидкостей, указанной в Таблице 1, и запись забойного давления; сплошная линия - забойное давление, измеренное в процессе закачки жидкостей в скважину, прерывистая линия - расход жидкостей, закачиваемых в скважину.

Измеренные в процессе закачки забойное давление и расход каждой закачиваемой жидкости используют в качестве входных данных в модели фильтрации жидкости в скважине с разными зонами (такая модель должна математически рассчитывать давление в скважине по значению расхода закачиваемой жидкости и заданным ФЕС зон; см., например, математическую модель, описанную в книге Barenblatt, G.I., Entov, V.М., & Ryzhik, V.М., Theory of fluid flows through natural rocks, 1990, Springer Netherlands, стр 42-51). Модель используют для того, чтобы определить измененные в результате закачек ФЕС зон - например, проницаемость (см. Фиг. 3, где приведен пример изменения проницаемости трех зон, обозначенных как зоны 2, 23 и 35, со временем, рассчитанное по модели в согласии с измеренным забойным давлением) и скин-фактор (см. Фиг. 4, где приведен пример изменения скин-фактора в этих трех зонах со временем, рассчитанное по модели в согласии с измеренным забойным давлением), которые соответствуют измеренным забойному давлению и расходу закачиваемой жидкости. В данном примере сначала рассчитывают изменение проницаемости (Фиг. 3) до определенного времени (800 сек), после чего оно считается фиксированным и рассчитывают скин-фактор (Фиг. 4).

В результате получают измененные профили ФЕС всех зон во время закачки, а по ним с помощью той же модели скважинной фильтрации находят зависимость расхода (потока) закачиваемых в каждую зону жидкостей от времени (см. Фиг. 5, где приведены расходы всех закачиваемых жидкостей в каждую зону во времени) и полный объем жидкости, закачанный в каждую зону (см. Фиг. 6, где показано распределение (V₁) объемов закачиваемой жидкости по зонам в конце закачки). В данном примере показаны расходы и объемы, суммарные для всей работы по закачке нескольких типов жидкостей, указанных в таблице 1. При этом показанные расходы и объемы в точности соответствуют записям забойного давления и расхода, сделанным во время закачки жидкости в скважину, а потому являются более достоверными.

В книге Barenblatt, G.I., Entov, V.M., & Ryzhik, V.M., Theory of fluid flows through natural rocks, 1990, Springer Netherlands, стр 42-51, описан случай закачки в одну зону, однако, например в работе Lu, J., Rahman, М.М., Yang, Е., Alhamami, М.Т., & Zhong, Н., 2022, Pressure transient behavior in a multilayer reservoir with formation crossflow. Journal of Petroleum Science and Engineering, 208(PB), 109376, https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109376) описан случай закачки в несколько зон.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения дополнительно можно оценить разницу в объемах закачки жидкостей в каждую зону, вызванную закачкой специальной жидкости в процессе работы (например, кислоты или отклонителя) в соответствии с расписанием закачки. Специальная жидкость - это любая жидкость участвующая в закачке, которая представляет интерес для анализа ее влияния на финальное распределение объемов закаченной жидкостей между всеми зонами в конце работы. Практически такой жидкостью часто может быть, например, отклонитель, который используется специально для балансирования объемов закачки между зонами в процессе работы (Tan, X., Payne, С., & Panga, М. (2018). Modeling the Effectiveness of Diverters for Matrix Acidizing Based on Filter Cake Characteristics. Proceedings - SPE International Symposium on Formation Damage Control, 2018-Febru. https://doi.org/10.2118/189473-ms).

Сначала выбирают временной интервал (стадию), в течение которого в скважину закачивалась специальная жидкость, эффект от которой нужно получить. Выбор можно сделать исходя из выполненного расписания закачки (таблица 1), в котором указана очередность закачки различных жидкостей. Выбрать необходимый временной интервал более точно можно с использованием полученного распределения профилей ФЕС (например, скин-фактора) (см. Фиг. 4). Более высокая точность достигается за счет того, что существует временная задержка между началом закачки жидкости и началом его взаимодействия с породой. Для того, чтобы установить границы интересующего интервала, нужно посмотреть на поведение скин-фактора в соответствующий промежуток времени. Во время закачки отклонителя скин-фактор растет, а при взаимодействии породы с кислотой падает; если качается «чистая» жидкость, скин-фактор остается постоянным. Таким образом, задача сводится к определению границ, в которых скин-фактор изменяется интересующим нас образом.

Затем, используя модель фильтрации жидкости в скважине и полученные ранее с ее помощью результаты (а именно, измененные ФЕС зон во время закачки), рассчитывают новое распределение объемов жидкостей в зонах, с условием, что в течение выбранного временного интервала ФЕС зон не меняются (см. Фиг. 7, где приведены те же графики изменения расхода закачиваемой жидкости и забойного давления в процессе закачки жидкости в скважину, что и на Фиг. 2, и рассматриваемый временной интервал выделен прямоугольником). Для этого преобразуют измененный профиль скин-фактора, который был получен ранее (Фиг. 4). Если бы в отмеченный временной интервал в скважину не закачивалась специальная жидкость - отклонитель, скин-фактор оставался бы константой, таким образом «сглаживают» профиль скин-фактора в указанном интервале, чтобы он соответствовал закачке «чистой» жидкости. Применяя ту же модель, что и выше, для измененного (сглаженного) профиля скин-фактора, получают распределение (V₁) по зонам объемов жидкости при отсутствии отклонителя (см. Фиг. 8, где показано распределение объемов жидкости по зонам в случае отсутствия отклонителя (V₂) в расписании закачки). Наконец, вычитая из этого распределения объемов (V₂) исходное распределение (V₁) объемов, полученное ранее, получают объем жидкости, отклоненный для каждой зоны за счет присутствия выбранной стадии закачки отклонителя в расписании закачки. Таким образом получают разницу в объемах V₂-V₁, показанную на Фиг. 9. На этом примере видно, что в результате обработки отклоняющими жидкостями некоторые зоны с низкой проницаемостью получают больше жидкости в результате всей закачки за счет недополучения этого же объема жидкости другими, более высокопроницаемыми зонами.

Данная методика позволяет оценить количественный эффект отклонения (или перераспределения) закачиваемых жидкостей между зонами с разной проницаемостью за счет присутствия той или иной жидкости в расписании закачки (например, жидкости-отклонителя). По полученной разнице в объемах можно сделать вывод о целесообразности использования данной стадии жидкости (например, жидкости-отклонителя) в уже проведенной или последующих работах по нагнетанию жидкости в скважину. Эта методика может быть использована для планирования расписания закачки с учетом экономической, экологической или других выгод для оператора.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения дополнительно можно получить распределение объемов жидкости для любого изменения в расписании закачки жидкостей в ту же скважину. Под изменением в расписании закачки можно понимать или увеличение объема конкретной стадии закачки, или его уменьшение, или вовсе исключение этой стадии из расписания. В качества примера на полученном измененном профиле скин-фактора на стадии закачки специальной жидкости (например, отклонителя) моделируют увеличение объема закачиваемого отклонителя с 30 м³ до 60 м³ (Таблица 2 с измененным расписанием закачки). Используя полученный ранее измененный профиль скин-фактора на стадии закачки данного отклонителя (фиг. 4), экстраполируют этот профиль на временной интервал большего размера, в течение которого будет закачан отклонитель объемом в 60 м³ вместо 30 м³, а профили скин-фактора всех остальных стадий закачки (как предыдущих, так и последующих) оставляют такими же, как были получены ранее. Новый предсказанный профиль скин-фактора показан на Фиг. 10.

Для нового профиля изменения скин-фактора используют ту же модель фильтрации жидкости в скважине и снова получают отклоненные объемы по описанному выше алгоритму. То есть рассчитывают новое распределение объемов закачиваемой жидкости по зонам (V3), соответствующее новому профилю скин-фактора для измененной стадии (в примере, увеличенному вдвое объему отклонителя), и вычитают из него то распределение объемов, которое было получено при изначальном расписании закачки V₁(V₁). Полученная разница объемов (V3 - V1) представляет собой изменения в объемах закачки, вызванное предложенным вариантом изменением расписания (в примере, увеличенному вдвое объему отклонителя). По данному распределению разницы (V3 - V1) видно, какие зоны вследствие измененного расписания получают больше жидкости, а какие меньше. Более того, используя профили скин-фактора, получающиеся при каждом изменении расписания закачки, можно, решением задачи фильтрации, рассчитать изменение дебита (продуктивности) при изменении расписании закачки как для любой отдельно взятой зоны, так и всей скважины в целом. Данную информацию можно получить описанным выше способом для любого варианта изменения стадий в расписании, и, основываясь на полученных результатах по отклонению жидкостей в зонах, предпринять необходимое решение для оптимального расписания закачки в последующих работах по нагнетанию жидкости в скважину. Данное решение может быть принято, исходя из всех имеющихся экономических, экологических или прочих факторов оператор.

Например, анализируя изменение отклоненных объемов можно увидеть, что закачанный в большем объеме отклонитель приводит к закономерно большему отклонению жидкости из более проницаемых зон в менее проницаемые. Подобным образом полевые инженеры могут моделировать результаты работ для различных расписаний закачки и выбирать наиболее выгодные, исходя из расчета изменения дебита (продуктивности) как в целом для пласта, так и для каждой конкретной зоны.

Заявленное изобретение относится к области скважинных операций, в частности, к закачке жидкостей в пласт при давлении ниже давления разрыва горной породы. Способ определения распределения объема закачанных в скважину жидкостей по зонам пласта вдоль ствола скважины заключается в определении профиля проницаемости и скин-фактора пласта вдоль ствола скважины и разделении полученных профилей на зоны. Закачку жидкостей в скважину осуществляют в соответствии с заданным расписанием и в процессе закачки выполняют измерения забойного давления и расхода закачиваемой жидкости. После чего рассчитывают измененные в процессе закачки жидкостей профили проницаемости и скин-фактора пласта посредством модели фильтрации жидкости в скважине с разными зонами, при этом используют измеренные в процессе закачки забойное давление и расход закачиваемой жидкости в качестве входных данных модели. Используя рассчитанные измененные проницаемость и скин-фактор пласта посредством той же модели фильтрации определяют распределение полного объема всех закачанных жидкостей по зонам. Обеспечивается повышение точности определения распределения объема закачиваемых в скважину жидкостей по зонам пласта с разной проницаемостью вдоль ствола скважины. 2 з.п. ф-лы, 10 ил., 2 табл.

1. Способ определения распределения объема закачанных в скважину жидкостей по зонам пласта вдоль ствола скважины, в соответствии с которым определяют профиль проницаемости и скин-фактора пласта вдоль ствола скважины и разделяют полученные профили на зоны, осуществляют закачку жидкостей в скважину в соответствии с заданным расписанием и в процессе закачки выполняют измерения забойного давления и расхода закачиваемой жидкости, рассчитывают измененные в процессе закачки жидкостей профили проницаемости и скин-фактора пласта посредством модели фильтрации жидкости в скважине с разными зонами, при этом используют измеренные в процессе закачки забойное давление и расход закачиваемой жидкости в качестве входных данных модели, и, используя рассчитанные измененные проницаемость и скин-фактор пласта посредством той же модели фильтрации, определяют распределение полного объема всех закачанных жидкостей по зонам.

2. Способ определения распределения объема закачанных в скважину жидкостей по зонам пласта вдоль ствола скважины по п. 1, в соответствии с которым при наличии в расписании закачки жидкости, влияющей на распределение объема закачиваемых жидкостей по зонам пласта в конце закачки, выбирают временной интервал, в течение которого в соответствии с заданным расписанием осуществлялась закачка указанной жидкости, преобразуют полученный ранее измененный профиль скин-фактора в выбранном интервале таким образом, чтобы не учитывалось влияние указанной жидкости, используют модель фильтрации жидкости в скважине и рассчитывают новое распределение полного объема закачанной жидкости по зонам без влияния указанной жидкости, вычитают из него распределение объемов, полученное ранее с учетом указанной жидкости, и определяют объем жидкости, отклоненный для каждой зоны за счет наличия стадии указанной жидкости в расписании закачки.

3. Способ определения распределения объема закачанных в скважину жидкостей по зонам пласта вдоль ствола скважины по п. 1, в соответствии с которым на полученном измененном в процессе закачки жидкостей профиле скин-фактора пласта на стадии закачки жидкости, влияющей на распределение объема закачиваемых жидкостей по зонам пласта в конце закачки, моделируют изменение объема закачиваемой указанной жидкости, используют модель фильтрации жидкости в скважине и рассчитывают новое распределение объемов закачиваемой жидкости по зонам, соответствующее профилю скин-фактора с измененным объемом закачиваемой указанной жидкости, вычитают из рассчитанного распределения объемов жидкости, соответствующего профилю скин-фактора с измененным объемом закачиваемой указанной жидкости, распределение объемов, полученное при изначальном расписании закачки, и получают изменения объемов закачиваемой жидкости, вызванные изменением объема закачиваемой указанной жидкости.