Page 111 - 4172

Ступінь зниження дебіту свердловини в результаті зменшення
проникності привибійної ділянки пласта визначають співвідношенням
дебіту свердловини з порушеною проникністю до дебіту свердловини з
природною проникністю.

Отже:

R
ln K
Q r
1  C . (1.18)
Q R
ln K  S
r
C

Аналізуючи це рівняння, В. М. Щелкачов зробив такі важливі
висновки:
1) Найбільший вплив на дебіт свердловини має зміна

проникності в зоні, яка залягає у безпосередній близькості до стінок
свердловини, і цей вплив швидко зменшується в міру збільшення
віддалі від її стінок.

2) Зменшення проникності в деякій круговій області
свердловини в будь-яку кількість разів значно більше впливає на
зниження її дебіту, ніж наступне збільшення проникності в цій області
в цю ж кількість разів – на збільшення дебіту. Отже позитивний ефект

від штучного збільшення проникності порід-колекторів (кислотна
обробка, гідророзрив і т.п.) може бути набагато менший, ніж негативна
дія промивальної рідини на їх проникність.

Таким чином, для визначення реального впливу промивальної
рідини на якість розкриття продуктивних пластів необхідно знати
проникність порід-колекторів як поза межами дії цієї рідини, так і в

межах її дії, а також розміри цих меж.
Значення проникності порід-колекторів у межах впливу
промивальної рідини k можна оцінити за величиною коефіцієнта
з
відновлення проникності (  ):

k   k  . (1.19)
З

Значення коефіцієнта  оцінюють у лабораторних умовах, на

чому було наголошено раніше. Величину радіуса зони з порушеною
проникністю порід-колекторів визначають за даними геофізичних
вимірювань.

108