Page 18 - 4172

Вказане явище збільшується при значних коливаннях тисків у
свердловині в процесі спуско-підйомних операцій. Інтенсивність зміни
гідродинамічного тиску збільшується зі збільшенням глибини
свердловини, швидкості піднімання або спуску інструменту, в’язкості і

статичної напруги зсуву промивальної рідини та зі зменшенням зазору
між стінкою свердловини та інструментом. За даними деяких
дослідників під час спуску інструменту в свердловині може виникнути

тиск, рівний геостатичному, що може призвести до гідравлічного
розриву пласта, і, в результаті, проникнення в пласт великої кількості
промивальної рідини.
Найбільше проникнення фільтрату і твердої фази промивальної

рідини відбувається в процесі розкриття тріщинуватих колекторів. По
Речицькому родовищу (Білорусія) глибина проникнення бурового
розчину досягала 20 – 70 м [15].

Наведені приклади показують, що проникнення в пласт
фільтрату і бурового розчину негативно впливають на його
колекторські властивості, в результаті збільшується час освоєння

свердловин, знижується їх продуктивність, нерівномірно
розробляється поклад, знижується коефіцієнт нафтовіддачі, а на
розвідувальних площах з цієї причини, як уже відзначалось, можуть

бути невиявлені окремі пропластки і цілі пласти.

1.4 Вплив промивальної рідини на її проникнення в пласт

1.4.1 Геологічні чинники, які впливають на проникнення

промивальної рідини в пласт

Густина промивальної рідини для розкриття продуктивного

пласта вибирається з врахуванням нерівності K    K . Технічними
a
B
правилами ведення бурових робіт рекомендовано таке співвідношення
густини промивальної рідини (ρ) і коефіцієнта аномальності (К :
а)
для свердловин до 1200м −  0 / K a  , 1 10  , 1 15 ,
для більш глибоких свердловин −  0 / K a  , 1 05 .

Насправді досить часто ці рекомендації не виконуються. Між
свердловиною і привибійною зоною пласта завжди виникають великі

різниці тисків. Під високим диференційним тиском у продуктивні
пласти проникає не тільки фільтрат промивальної рідини, а також і

15