Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин
.pdfОттаивание льда, содержащегося в многолетнемерзлых породах, в процессе бурения влечет за собой оседание толщи пород, а вместе с ней и устьевого, и бурового оборудования. Растопление толщи многолетнемерзлых пород может происходить за счет относительно высокой температуры бурового раствора, нагревающегося при бурении на больших глубинах, за счет нагрева в процессе закачки и твердения цемента, за счет перемещения по скважине нефти, имеющей высокую температуру (при добыче).
Основным способом предотвращения осложнений при бурении в многолетнемерзлых породах является сохранение отрицательной температуры стенок скважины. Для этой цели применяют различные буровые среды: от охлажденного воздуха и буровых растворов до устойчивой пены. При использовании буровых растворов на водной основе приходится также решать проблему предупреждения замерзания раствора при длительном прекращении промывки.
После разбуривания всей толщи многолетнемерзлых пород ствол скважины закрепляют обсадной колонной, башмак которой устанавливают на 100−150 м ниже глубины промерзания. При цементировании следует подбирать цементы с низкой температурой гидратации, низкой теплопроводностью и высокой скоростью выделения тепла при гидратации. В газовых и газоконденсатных скважинах кольцевое пространство между кондуктором и стенками ствола скважины рекомендуется герметизировать с помощью пакера, устанавливаемого в 10−20 м от башмака. Это позволяет предотвратить прорыв газа в заколонное пространство и образование грифонов вокруг устья скважины, что часто наблюдается при растоплении мерзлых пород.
7.3. ПОГЛОЩЕНИЯ ЖИДКОСТЕЙ В СКВАЖИНАХ
Поглощения в скважинах буровых растворов является одним из основных видов осложнений.
ПРИЧИНЫ ПОГЛОЩЕНИЙ ЖИДКОСТЕЙ В СКВАЖИНАХ
Установить какие-либо закономерности возникновения поглощений и выбрать эффективные мероприятия и технологию проведения работ по предупреждению и ликвидации поглощений из-за большого числа факторов, обусловливающих явление поглощения, очень сложно. Поэтому стали использовать вероятностно-статистические методы для прогнозирования зон поглощений и выбора наиболее эффективных технологических мероприятий по предупреждению и борьбе с поглощениями.
Поглощения буровых растворов и иных жидкостей в поглощающие пласты обеспечиваются наличием пор, каналов, трещин, пустот в проходимых скважиной породах и (или) недостаточной устойчивостью (сопротивляемостью) пород к давлению столба жидкости в скважине, в результате чего возникает гидроразрыв пород, и в щели проникает жидкость.
Поглощающие пласты в бурящихся скважинах могут быть представлены пористыми, трещиноватыми и кавернозными породами. Пористые пес- чано-алевритовые породы имеют трещины и обладают поровой трещинной проницаемостью, трещиноватые породы имеют межзерновую пористость, а кавернозные породы разбиты микротрещинами различной раскрытости.
168
Проницаемость песчано-глинистых пород зависит от размеров пор, которые могут быть субкапиллярными, капиллярными и сверхкапиллярными. Соединяющиеся между собой поры образуют поровые каналы, являющиеся путями движения жидкости и газа.
В мелко- и среднезернистых песчаниках и алевролитах интенсивные
поглощения буровых растворов не |
происходят, так |
как образующаяся |
при фильтрации раствора в пласт |
глинистая корка |
на стенке скважи- |
ны имеет низкую проницаемость и препятствует проникновению раствора в пласт. В крупнозернистых песчаниках и алевролитах раствор фильтруется с большой скоростью. Еще больше раствор проникает в пласты конгломератов, имеющих каналы диаметром 1−5 мм и более.
Наиболее часто буровой раствор поглощается в карбонатных (обычно известняки) породах. Различаются известняки с первичной или вторичной пористостью и трещиноватые. К первым относятся мел, раковинные и коралловые известняки. Ко вторым − все известняки и доломиты, пористость которых является результатом последующего выщелачивания. Третью группу составляют известняки и доломиты, трещиноватость которых обусловлена процессами доломитизации, вызывающими сокращение объема породы, или тектоническими причинами.
Раковинные, коралловые известняки и мел имеют высокую пористость, но их пустоты не все сообщаются между собой, что снижает их проницаемость. Известняки со вторичной пористостью являются хорошими коллекторами. Различаются известняки мелкопористые, крупнопористые и кавернозные. Трещиноватые известняки также обладают высокой проницаемостью.
Аномально низкие пластовые давления (АНПД) приурочиваются к верхней части разрезов воздымающихся регионов, где пласты подвергнуты физическому и химическому выветриванию, размыты и переотложены в пониженные участки земной коры.
Погружение осадочных пород на большие глубины приводит к их уплотнению и отжатию поровых вод.
Область прогибания часто вовлекается в воздымание, и верхняя часть разреза подвергается размыву. Разгрузка пород от геостатического давления приводит к расширению их пустотного пространства за счет деформаций скелета. По указанным причинам давления в верхней части разреза могут установиться аномально низкими.
В областях, где осадконакопление происходило относительно медленно (платформа, плита и т.д.), породы за длительные геологические отрезки времени уплотняются и цементируются так, что при снятии нагрузки упругого разуплотнения плотных и крепкосцементированных пород почти не происходит. В таких районах основная причина возникновения АНПД − снижение температуры пород. К таким областям относятся, в частности, районы Урало-Поволжья (до 600−1500 м).
АНПД могут фиксироваться также в артезианских бассейнах. Такие случаи АНПД объясняются тем, что альтитуда устья скважины находится выше линии напора вод от области питания к области разгрузки.
Поглощение буровых и цементных растворов связано также с гидроразрывом пластов (ГРП). Физическая сущность и механизм гидроразрыва изучены главным образом в связи с выявлением возможностей увеличения продуктивности скважин. Давление разрыва и направление развития трещин зависят от вертикального и бокового горного давления, наличия ес-
169
тественной и искусственной трещиноватости, значения давления в поровом пространстве, пористости, проницаемости горных пород и вязкости жидкости разрыва, подачи насосов. Разрыв пласта сопровождается одновременно тремя явлениями: упругой и пластической деформацией горных пород, движением вязкой жидкости или суспензии по трещине, фильтрацией жидкости в горных породах.
ГРП в песчано-глинистых толщах прогибов и впадин на небольших глубинах происходят при давлениях столба бурового раствора, значи- тельно меньших геостатических давлений. С глубиной давления ГРП возрастают и на больших глубинах приближаются к геостатическому давлению. Подобное явление наблюдается и в районах спокойного залегания горных пород, где проявление тектонических напряжений маловероятно, и в районах напряженной складчатости. Возрастание давлений ГРП с глубиной различные исследователи объясняют по-разному.
По многим данным, боковые составляющие напряжений в породах σx, σy меньше вертикальной составляющей σz на значение коэффициента бокового распора a:
σx = σy = aσz.
Значение a зависит от коэффициента Пуассона ν для рассматриваемой породы.
Предполагается, что с глубиной под действием больших геостатиче- ских давлений и температур породы становятся более пластичными, и σx, σy
è σz постепенно выравниваются, что может обусловить увеличение давлений ГРП. Согласно этой точке зрения, образующиеся в пластах трещины гидроразрыва должны быть преимущественно вертикальными.
Рассмотренные причины ГРП при давлениях меньше геостатических позволяют объяснить многие особенности ГРП в осадочных толщах. Так, в монолитной однородной толще пород напряжения в приствольной зоне скважины почти не меняются, и для ее гидроразрыва необходимо создать давление в скважине, близкое или превышающее геостатическое. Если ствол скважины длительное время не закреплен колонной, то деформации глинистых пластов увеличиваются, напряжения в породах вблизи ствола скважины снижаются, что приводит к уменьшению давления ГРП.
На значение давления ГРП большое влияние оказывают реологические свойства жидкостей: чем больше значения динамического напряжения сдвига и структурной вязкости жидкости, тем при меньших давлениях возникают ГРП. Связано это с тем, что слабофильтрующиеся жидкости оказывают большее гидродинамическое давление на стенки трещин разрыва, чем менее вязкие и легко фильтрующиеся в породы жидкости.
Буровые и цементные растворы создают повышенное давление на пласт, что иногда приводит к ГРП и поглощению жидкости.
Буровые и цементные растворы по своим физическим, структурно-ме- ханическим свойствам в процессе расширения трещины значительно отли- чаются от жидкостей разрыва, применяемых в нефтедобыче. Они также являются вязкопластическими жидкостями, но имеют высокую водоотдачу.
Водоотдача |
цементного раствора может быть в десятки раз боль- |
ше водоотдачи |
бурового раствора на водной основе. |
Цементные растворы при наличии пористой (трещиноватой) проницаемой среды склонны не только отфильтровывать свою, но и пропускать
170
через себя постороннюю воду. Цементные растворы обладают способностью загустевать, схватываться и превращаться в прочный камень. Все эти свойства находятся в тесном взаимодействии между собой.
ГРП вызывают и другие технологические факторы. Так, спуск бурильного инструмента в скважину с повышенной скоростью приводит к возникновению дополнительных гидродинамических давлений в стволе скважины, что нередко является причиной раскрытия трещин в породах и поглощения бурового раствора.
Таким образом, на давления ГРП влияют как геологические особенности разрезов, так и технологические факторы. В таких условиях прогноз давления ГРП в бурящихся скважинах связан со значительными трудностями.
МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ
Данные о строении поглощающего пласта, его толщине и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), размерах и направлении перетоков могут быть получены гидродинамическими, геофизическими методами исследований и с помощью отбора керна или шлама (рис. 7.1).
В зависимости от степени изученности разбуриваемой площади применяется один из двух комплексов исследований: оперативный или детальный.
Оперативный комплекс глубинных исследований включает: определение границ поглощающих пластов, их относительной приемистости и нали-
Рис. 7.1. Классификация методов изучения поглощающих пластов (по В.И. Крылову)
171
чия перетоков жидкости по стволу скважины из одного пласта в другой; определение фактического диаметра скважины в интервале поглощающего пласта с помощью каверномера и замер пластового давления глубинным манометром.
Для определения интенсивности поглощения бурового раствора существует несколько способов: один из них – по разности количества закачи- ваемого и выходящего из скважины бурового раствора. Однако это приближенный метод. Способ определения потери бурового раствора в процессе бурения более точен, так как при этом учитывается, кроме изменения объема жидкости в циркуляционной системе, избыточное давление на поглощающий пласт, что дает количественное значение интенсивности поглощения бурового раствора при определенном избыточном давлении.
ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ДАВЛЕНИЙ В НЕОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ
Гидравлическое давление в скважине при выполнении различ- ных технологических операций в ходе бурения (спуск и подъем бурильной колонны, восстановление циркуляции, расхаживание турбобура в скважине, промывка и др.) постоянно изменяется. Значение изменения этого давления зависит от ряда факторов (скорости движения бурильной колонны, ее компоновки, конструкции скважины, показателей бурового раствора и др.). Поэтому одной из основных причин осложнений (поглощений) в скважине является превышение гидравлического давления в скважине над критическим его значением или снижение по сравнению с ним. В первом случае происходит гидравлический разрыв горных пород, во втором – возникают нефтегазоводопроявления.
Известно несколько работ для определения гидродинамического давления в скважине при движении колонны бурильных или обсадных труб.
Эти работы показали, что темп роста гидродинамического давления в скважине зависит от размера зазора между бурильным инструментом и стволом скважины, скорости спуска инструмента и показателей свойств бурового раствора. Прирост гидродинамического давления в скважине на каждые 1000 м глубины против гидростатического при спуске инструмента достигает 4,5–5,0 МПа.
В покоящемся буровом растворе гидростатическое давление не остается постоянным. Оно непрерывно изменяется из-за температурных колебаний, седиментационного, контракционного и фильтрационного процессов при одновременном нарастании структурно-механических свойств бурового раствора.
Забойное давление в глубоких скважинах. Одна из функций бурового раствора − создание гидростатического давления pã на забой и стенки скважины в целях предотвращения обвалообразований и газонефтеводопроявлений. Ограничением является недопущение гидроразрывов пластов и поглощения раствора.
Из основного уравнения гидростатики давление pã на глубине z определяется по формуле
pã = p0 + ρgz, |
(7.8) |
ãäå p0 − давление на свободной поверхности жидкости; ρ − плотность бурового раствора; g − ускорение силы тяжести.
172
В глубоких скважинах при высокой температуре плотность бурового раствора на водной и углеводородной основах значительно отличается от их плотности, замеренной на поверхности. Поэтому формула (7.8) особенно для глубоких скважин является неточной, поскольку буровой раствор в этих условиях становится и сжимаемым, и расширяющимся.
Плотность повышается по мере увеличения давления и уменьшается с ростом температуры. Эти два явления стремятся свести друг друга на нет, и поэтому это является основанием применения постоянных плотностей для расчета забойных давлений. Действительно, для скважины глубиной 2000 м с температурой на забое 55 °С и давлением 20,0 МПа плотность воды не превысит 986 кг/м3, это, вероятно, существенно не отразится на точ- ности расчетов и не является причиной возможных осложнений. Однако для скважины глубиной 6000 м с температурой на забое 190 °С и давлением 60,0 МПа плотность воды будет 910 кг/м3, это изменение плотности уже значительное. По мере увеличения глубины влияние температуры доминирует над влиянием давления; плотность раствора с глубиной уменьшается.
Самым распространенным «возмущающим» фактором, влияющим на гидростатическое давление, являются спускоподъемные операции. Замеры, снятые сразу же после остановки инструмента с трубным испытателем пластов, показали, что фактическое гидростатическое давление превышает расчетное при спуске труб и, наоборот, оказывается меньше при их подъеме. Во время остановки происходит плавное снижение или повышение забойного давления. Время релаксации напряжений до некоторого конечного значения составляло 60−120 мин.
Измерения забойных давлений в скважинах, вскрывших хорошо проницаемые пласты, показывают, что через несколько десятков минут гидростатическое давление становится почти равным пластовому при сохранении положения уровня бурового раствора на устье скважины.
Фактическое гидростатическое давление в скважине, заполненной вязкопластической или вязкоупругой жидкостью, не соответствует расчетному. Отклонения гидростатического давления от расчетного могут иметь как положительное, так и отрицательное значение, что вызвано влиянием температуры, давления, показателя фильтрации, контрак-
öèè, |
возмущающих факторов, обусловленных |
движением труб вниз |
èëè |
вверх, перетоками бурового раствора из |
затрубного пространства |
в трубы, взрывами торпед и т.д. Эти отклонения могут иметь высокое зна- чение, вполне достаточное для гидроразрыва пласта и ухода бурового раствора.
Определение гидродинамических давлений. Спуск или подъем бурильной и обсадной колонн осуществляют трубами и свечами. Процесс этот, безусловно, инерционный и осуществляется в жидкостях, обладающих разной реологической характеристикой (вязкая, вязкопластическая и вязкопластичноупругая жидкости и т.д.). Спускаемая колонна по отношению к стволу скважины всегда находится в эксцентричном положении. При этом практически всегда имеют место фильтрационные процессы (за исключе- нием движения труб в обсаженном стволе), вплоть до частичного или даже полного поглощения бурового раствора. При этом надо считаться с тем, что фильтрация воды из раствора в пласт обусловливает появление пристенного слоя с минимальной вязкостью.
Процесс спуска или подъема прерывистый, и в зависимости от вре-
173
мени тиксотропные буровые растворы существенно меняют структурномеханические свойства.
Для скважины со сравнительно большим объемом и значительной глубиной существенное влияние на гидродинамические давления оказывают сжимаемость бурового раствора и объемная прочность.
В основу теоретических решений по определению гидродинамических давлений положено то, что движение колонны с открытым или закрытым нижним концом обусловливает движение жидкости в кольцевом пространстве и трубах, которое возникает в результате двух причин:
вязкая или вязкопластическая жидкость увлекается наружной и внутренней поверхностями труб, движущихся со скоростью uò;
жидкость, вытесняемая трубами, течет по кольцевому пространству и в трубах.
Для движения колонны труб с постоянной скоростью в вязкой жидкости задача решалась рядом исследователей (Л.С. Лейбензон, А.М. Пирвердян, С.М. Тарг и др.).
Н.А. Гукасов предложил упрощенную формулу, в которой раздельно учтены силы вязкости и пластичности:
p |
= |
4ηuòl |
|
|
1 |
|
|
+ |
2τ0l |
, |
(7.9) |
|
ä |
|
R22 |
(1 + r2)ln |
1 |
− (1 − r2) |
|
R2 − R1 |
|
||||
|
|
|
r |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ãäå pä − давление под долотом; η − структурная вязкость; uò − скорость движения колонны труб; l − длина колонны труб; R1, R2 − соответственно радиус трубы (внешний) и скважины; r − внутренний радиус бурильных труб; τ0 − динамическое напряжение сдвига.
Так как и спуск, и подъем инструмента совершаются с переменной скоростью, то помимо сил вязкостного трения необходимо учитывать инерционные силы.
Давление, обусловленное изменением скорости перемещения труб, определяют по формуле
p = ρ |
dv |
l, |
(7.10) |
í dt
ãäå dv − изменение скорости во времени (ускорение).
dt
При расчете инерционной составляющей при спуске труб принимается во внимание характер разгона в зависимости от характеристики буровой установки и веса колонны труб в жидкости с учетом отношения площади сечения труб и площади кольцевого пространства скважины.
Известны инерционные «поправки» Я.М. Расизаде, Н.А. Гукасова; инерционную составляющую оценивают так, как это принято при определении давления гидравлического удара, возникающего вследствие резкого изменения скорости движения труб, а следовательно, и жидкости в затрубном пространстве скважины:
p = ±c |
ρ∆u |
Sò |
, |
(7.11) |
â |
ò |
S |
|
|
ãäå câ − скорость распространения возмущения по затрубному пространст-
174
âó; ∆uò − изменение скорости движения труб; Sò, S − площадь сечения соответственно кольца трубы и затрубного пространства.
Знак «минус» соотвествует случаю подъема колонны, т.е. под долотом давление снижается ниже гидростатического давления столба бурового раствора; знак «плюс» − при спуске колонны.
Так как буровые растворы тиксотропны, то для преодоления статиче- ского напряжения сдвига на поверхностях, ограничивающих кольцевое пространство скважин, необходимо создать давление, которое определяется по формуле
±p = |
4lθ |
, |
(7.12) |
ò |
D − dí |
|
где θ – статическое напряжение сдвига бурового раствора.
Знак «плюс» относится к спуску колонны, а знак «минус» − к ее подъему.
В момент начала или конца движения колонны, когда необходимо преодолеть статическое напряжение сдвига бурового раствора θ и инерционную силу, гидродинамическая составляющая под башмаком (долотом)
pä |
= ∆pò + pí . |
|
|
|
(7.13) |
||
|
|
Расчет проводится по формуле |
|
||||
p |
= |
4lθ |
+ ρñ(v −v |
) |
Sò |
, |
(7.14) |
D − d |
|
||||||
ä |
|
0 |
|
S |
|
||
|
|
í |
|
|
|
|
|
ãäå c − скорость распространения ударной волны по затрубному пространству, м/с (для обсаженного ствола, заполненного водой, c = 1350 м/с, а буровым раствором, c = 1100 м/с, для необсаженного ствола, заполненного буровым раствором, c = 800 ì/ñ); v − скорость движения труб, достигнутая за время распространения ударной волны от забоя до устья скважины, м/с; v0 − начальная скорость при равномерном движении колонны труб, м/с.
Давление под башмаком обсадной колонны, спускаемой с обратным клапаном,
p |
= |
k |
u S T, |
(7.15) |
|
|
|||||
ä |
|
v |
ò í |
|
|
|
|
ð |
|
|
|
ãäå k − модуль объемного сжатия бурового раствора, МПа; vp − начальный (до начала спуска каждой свечи) объем раствора в скважине, м2; Sí − площадь поперечного сечения по наружному диаметру колонны труб, м2; T − время запаздывания выходного бурового раствора из скважин.
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ
Разнообразие геолого-технических условий в каждом нефтегазоносном районе обязывает изыскивать приемлемые способы предупреждения поглощений. Все они связаны с регулированием давления, действующего на стенки скважины при выполнении в ней различных операций.
На рис. 7.12 указаны факторы, обусловливающие снижение гидроста-
175
Рис. 7.2. Схема факторов, обусловливающих снижение гидростатического и гидродинамиче- ского давлений на стенки скважины
тического и гидродинамического давлений на стенки скважины с целью предупредить поглощения. Мероприятия сводятся к обеспечению минимального избыточного давления на поглощающий пласт и предотвращению резких колебаний давления в стволе скважины. Кроме того, в целях своевременного предупреждения поглощения бурового раствора необходимо определить интервалы возможного поглощения. При подходе забоя к интервалам ожидаемого поглощения выполняют ряд профилактических мероприятий: добавка наполнителей в буровые растворы, регулирование их плотности и структурных параметров, скорости спуска инструмента с целью максимально возможного снижения давления.
Совершенствование приемов предупреждения поглощений, основанных на снижении перепадов давления на поглощающие пласты, неразрывно связано с глубоким изучением и разработкой методов проводки скважин при равновесном давлении в системе скважина − пласт.
Буровой раствор, проникая в поглощающий пласт на определенную глубину и загустевая в каналах поглощения, создает дополнительное препятствие на пути движения буровому раствору из ствола скважины в пласт. Свойство раствора создавать сопротивление движению жидкости внутри пласта используют при проведении профилактических мероприятий с целью предотвращения поглощений. Сила такого сопротивления за-
висит от |
структурно-механических свойств раствора, размеров и формы |
каналов, |
а также от глубины проникновения раствора в пласт. |
176 |
|
Буровые растворы, обладающие высокими значениями вязкости, статического и динамического напряжений сдвига, находят применение как профилактическая мера при проводке скважин в склонных к поглощениям отложениях, которыми представлена верхняя часть вскрываемого разреза. При бурении таких скважин имеется большой зазор между бурильными трубами и стенкой скважины. С ростом же глубины взаимосвязь между τ0 è ∆p0 будет усиливаться, т.е. увеличение предельного напряжения сдвига для растворов, используемых, при борьбе с осложнениями, является малоэффективным. Лучших результатов можно добиться, применяя растворы с высокой вязкостью, обработанные реагентами, не увеличивающими τ0. Особенно эффективными оказались бы растворы, у которых гидравлическое сопротивление в затрубном пространстве мало изменялось с ростом скорости сдвига, но при этом сильно возрастало сопротивление при фильтрации в пористой среде.
Установлено, что вязкоупругие жидкости являются оптимальными буровыми растворами при прохождении зон поглощения. При прокачивании таких жидкостей в затрубном пространстве возникают малые сопротивления, причем эти жидкости одновременно обладают высокой вязкостью при движении в сужающихся частях поглощающих каналов. Благодаря этому интенсивность поглощения снижается как вследствие высокого сопротивления при движении растворов в пласте, так и вследствие уменьшения давления на поглощающий пласт.
Растворы полимеров при движении в пористой среде обладают способностью уменьшать приемистость породы в результате адсорбции и механического улавливания полимера породой.
К числу полимеров, оказывающих сильное влияние на подвижность в пористой среде, следует отнести полиакриламиды, полиоксиэтилен, сульфат поливинилового спирта и др. Все указанные полимеры при слабых концентрациях придают жидкости вязкоупругие свойства, благодаря че- му возникает дополнительное сопротивление при фильтрации ее в пористой среде. При движении вязкоупругих жидкостей в каналах с большим эффективным сечением сопротивление резко возрастает по степенному закону, что приводит к уменьшению глубины проникновения в эти каналы и более равномерному заполнению пор в приствольной зоне скважины.
Повышение скорости закачки вязкоупругих жидкостей также дает положительные результаты так как глубина их проникновения с ростом интенсивности закачки не может сильно увеличиваться вследствие роста вязкости по степенному закону. Последнее особенно важно, поскольку при движении структурированных вязкопластических смесей, обладающих высокой тиксотропией, при больших скоростях продавливания разрушается их структура, что приводит к снижению вязкости.
Основой для способа активного воздействия на характер течения жидкости в призабойной зоне поглощающего пласта может служить явление фазовой проницаемости в пористой среде.
Сущность явления фазовой проницаемости состоит в увеличении сопротивления движению подвижной фазы в пористой среде, заполненной многокомпонентной смесью. При движении жидкости в пористой среде на значение проницаемости (для движущейся жидкости) влияет присутствие других жидкостей в поровом пространстве пласта, даже если они остаются неподвижными. Если в поглощающем пласте присутствует несколько жид-
177