Page 14 - 382_

2. ВПЛИВ ПРОМИВНОЇ РІДИНИ НА ЯКІСТЬ
РОЗКРИТТЯ
ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Густина промивної рідини для розкриття продуктивного
пласта вибирається з врахуванням нерівності K    K .
B a
Технічними правилами ведення бурових робіт рекомендується
наступне співвідношення густини промивної рідини і
коефіцієнта аномальності:

для свердловин до 1200м —  / K  , 1 10  , 1 15 ,
0 a

для більш глибоких свердловин —  / K  , 1 05 .
0 a

В дійсності досить часто ці рекомендації не
виконуються. Між свердловиною і привибійною зоною пласта
завжди виникають великі різниці тисків. Під високим
диференційним тиском в продуктивні пласти проникає не
тільки фільтрат промивної рідини, а також і тверда фаза,
особливо коли в пластах є тріщини або іншого роду великі
канали.
Проникнення в пласт промивної рідини та її фільтрату
веде до зміни структури порового простору і проникності
привибійної зони. Ступінь його зміни залежить від багатьох
факторів і зменшується в напрямку віддалення від
свердловини.
У гранулярному пласті всю область, в яку проникає
промивна рідина і фільтрат, умовно можна поділити на дві
зони: зону кольматації, яка прилягає до свердловини, і зону
проникнення фільтрату.
Зона кольматації — це та ділянка навколо свердловини,
в пори якої проникли частини дисперсної фази промивної
рідини. Товщина цієї зони залежить від співвідношення
гранулометричного складу дисперсної фази промивної рідини
і структури порового простору (розподілу пор по розмірах)
пласта, а також, від перепаду тисків в період буріння і від
тривалості часу дії промивної рідини на породу. У
гранулярних колекторах найтонші частини дисперсної фази
проникають по найкрупніших порових каналах, частково
закривають їх, зменшують площу перерізу і перетворюють

14