Конечно, только при расчете проницаемости надо учесть относительную фазовую по воде, она очень низкая, поэтому имеет сильное влияние.

Проверь, куда планируется качать, в водонасыщенный интервал или в нефтяной. Если в водонасыщенный, то проницаемость для воды будет равна абсолютной проницаемости пласта по жидкости.

Если планируешь качать воду с давлением выше разрыва, то простой Дюпюи не подойдет. Нужно будет учитывать скин-фактор из-за трещины.

Даже если планируешь качать с давлением ниже разрыва, то нужно сравнить рассчитанное забойное давление закачки с давление гидроразрыва.

Пересчитывайте с устьевых давлений, так гораздо точнее получится, да и данные устьевых давлений, как правило, доступны

Для больших приемистостях нужно учесть еще потери на трение. При 1000 м3/сут Ртр может достигать 10-20 атм

Считать по Дюпуи, конечно, можно, но нужно хорошо думать, какие данные при этом использовать и быть морально готовым, что реальные данные будут сильно розниться с расчётами.

Я недавно планировал тест для конвертации бывшей добывающей скважины в нагнетательную. Используя  PLT полученные во время добычи, посчитал Kпр = 2-3 bbl/d/psi. Когда же дошло дело до теста, то коэф. приёмистости (injectivity index) оказался в пять раз меньше (0.4 bbl/d/psi). Пластовое давление около 3400 psi, а Pзаб в ходе теста доходило до 7500 psi, но не смотря на это закачка толком не шла. Давление разрыва точно не знаем, но думаем что где-то около 9000 psi.

Мы поняли, что с нахрапа начать закачку не получится и решили почистить скважину CT, реперфорировать большими перфораторами, использовать mutual solvent (demulsifier). Посмотрим, что получится :)

В продолжение моего предыдущего поста на эту тему. Мы переоборудовали пару добывающих скважин в нагнетательные и перед тем как начать постоянную закачку провели несколько тестов -- коэффициент приёмистости немного улучшался со временем, но оставался в несколько раз ниже, чем коэф. продуктивности. Не понимаю почему.

1. Объём закачки был достаточен, чтобы вода вытеснила нефть в радиусе нескольких метров от скважины, где происходит основной перепад давления. В теории этого должно быть достаточно, чтобы относительная проницаемость перестала играть важную роль.
2. Вязкость воды и нефти не должны сильно отличаться.
3. Рассмотрел гепотезу набухания породы при взамодействии с пресной водой, но геологи говорят, что это мало вероятно.

Что ещё может быть причиной? Какова вероятность, что в процессе закачки приёмистость сама по себе улучшится хотя бы до 50% от Кпр?

Всё вышенаписанное относится к Рзаб меньше давления разрыва.

Пункт первый неверный.
У вас вода движется в присутствии остаточной нефтенасыщенности. Как я и писал в первом же ответе - относительная фазовая по воде играет важную роль.

Вы хотите сказать, что относительная проницаемость воды при остаточной нефтенасыщенности может быть в несколько раз ниже, чем относительная проницаемость нефти при остаточной водонасыщенности?

Достаточно посмотреть на любые зависимости относительных фазовых, товарищ инженер. В тяжелые советские годы эту величину было принято задавать как Квыт^1.5.

Я всегда думал, что вид относительных фазовых сильно зависит от смачиваемости, но спасибо за совет. Какую величину было принято задавать как Квыт^1.5?

Если качаете ниже давления разрыва, то следует ожидать снижения продуктивности. Как уже Роман написал выше, отчасти потому что фазовая прониаемость воды при остаточной нефти для гидродильного коллектора как правило низкая. Ну и второе, если вы качаете холодную воду, то вязкость у нее и у окружающей нефти увеличивается, что также играет свою роль, причем достаточно существенную.

Расчеты показывают, что влияние температуры воды на охлаждение нефти для нормальных дебитов незначительно. Тепловой фронт сильно отстает от фронта вытеснения. Хотя для того, чтобы автор подставил в Дюпюи верные цифры эта информация избыточна.

Относительную фазовую проницаемость воды, в отсутствии эксперимента, считали как Квыт^1.5

Да, похоже, на относительную проницаемость надо посмотреть повнимательнее -- спасибо. Мой коллега reservoir инженер говорил, что дело не в этом и я ему как-то верил на слово особо не задумываясь, а сейчас поговорил и понял, что никаких достоверных данных по фазовой проницаемости у нас нет. Пласт гидрофильный, вопрос лишь насколько.

Что касается температуры, то вода изначально не холодная (градусов 20) и скорость закачки во время теста была настолько низкая, что вода хорошо прогревалась до попадания в пласт.

Для низкопроницаемых коллекторов различие в фазовой проницаемости может быть в десять раз и выше.

Вова, я забыл что ты с высоковязких нефтей Самары, там может на низких проницаемостях и дебитах, влияение больше чем ноль. На том, единственном, который есть в Коми, контроль за разработкой показывает, что температура воды на забое нагнетательной и добывающей скважины одинакова :)

Внесу свои 5 копеек по поводу температуры.

Если вы качаете холодную воду, то скорее всего температура воды на устье не сильно отличается от температуры на забое, если речь идет не о малодебитных инжекторах. Если есть результаты ПЛТ исследований на нагнетательных скважинах, посмотри на температуру воды на забое и сравни её с пластовой температурой. Самые большие потери давления происходят около скважины, т.е. там, где вода самая холодная = вязкая. вязкость воды при 100 градусах примерно в три раза меньше чем при 20 градусах.

Так что фактором температуры в вашем случае имхо пренебрегать нельзя.

ResEng, в моём случае скорость закачки была низкая, около 100 м3/д. Насколько я помню, при такой скорости вода хорошо прогревается до попадания на забой. Если скважина принимает порядка 2000 м3/д, то температуру, конечно, надо учитывать. Охлаждение призабойной зоны также может понизить локальное давление разрыва и сформировать микро трещины вокруг скважны.