Page 22 - 4172

Капілярний тиск обернено пропорційний радіусу порових
каналів. У продуктивному пласті на значній віддалі від водонафтового
(газоводяного) контакту багато капілярних і субкапілярних пор
заповнені вуглеводнями. При розкритті пласта бурінням з

використанням промивальної рідини на водній основі рівновага
капілярних сил порушується, і водна фаза починає входити в тонкі
нафтогазонасичені пори, витіснені з них вуглеводні у великі пори.

Процес капілярного вбирання може продовжуватись до наступної
рівноваги капілярних тисків. Найінтенсивніше капілярне вбирання
проходить у газонасичених порах; у нафтонасичених порах цей процес
іде повільніше [41].

У період промивання свердловини проникнення дисперсного
середовища під впливом осмотичних і капілярних сил незначне
порівняно із значенням фільтрації під впливом надлишкового тиску. У

період спокою картина може істотно змінюватись; у деяких випадках,
наприклад, якщо продуктивний пласт малопроникний, вплив
капілярних сил і осмотичного тиску може бути переважаючим.

Внаслідок тривалої дії промивальної рідини з високою
водовіддачею, водонасиченість вузької зони, яка примикає до
свердловини, під загальним впливом названих чинників може

піднятись до рівня, при якому вся нафта, яка може рухатись, буде
витіснена в глибину пласта. Але це означає, що фазова проникність
такої зони для нафти впаде до найнижчого рівня.
Розглянемо на прикладах, як впливає проникнення в

продуктивний пласт промивальної рідини.
На родовищах Татарії, Башкирії, України та ін. дебіти нафтових
свердловин, в яких для розкриття продуктивних пластів

використовувались розчини на нафтовій основі, в 3 – 4 рази вищі
дебітів свердловин, пробурених з промиванням глинистими
розчинами; при цьому тривалість робіт з виклику припливу і освоєння
свердловин у першому випадку складала декілька годин, тоді як в

другому – від декількох діб до декількох тижнів.
У одній із свердловин на Ромашкінському родовищі в Татарії,
продуктивний пласт був розкритий із суцільним відбором керну і

промиванням зворотною нафтовою емульсією, при цьому середня
2
нафтопроникність його була рівна 0,59 мкм . Далі в свердловину
нагнітали пластову воду з таким розрахунком, щоб вона проникла в

пласт на 1,5 – 2 м. Після повторного освоєння з’ясувалось, що середня

19