Page 90 - 4172

розмірами. Залежно від результатів такого аналізу слід розробляти
рецептуру промивальної рідини для подальших свердловин. У
реальних породах продуктивні пласти мають широкий спектр пор.
Тому до складу дисперсної фази промивальної рідини доводиться

вводити закупорювальні частини різних розмірів, з таким
розрахунком, щоб вони утворювали тонку глинисту кірку. При бурінні
інших свердловин проводити аналіз структури порового простору і

складу пластових флюїдів і при необхідності вносити відповідні
поправки в рецептури промивальних рідин.
Аналіз викладеного матеріалу дозволяє виділити основні
причини пониження проникності привибійної зони продуктивного

пласта під дією промивальної рідини, її фільтрату та подати у вигляді
схеми (рис. 1.10). Ступінь впливу кожної із вказаних причин на
природну проникність колектора можна визначити тільки в

конкретних умовах.
Ідеальною промивальною рідиною для розкриття продуктивних
пластів повинна бути рідина, фізично і хімічно нейтральна стосовно

гірських порід і пластових рідин продуктивних пластів. До
теперішнього часу такої рідини ще не винайдено. Тому на практиці
вирішують завдання зміни і пристосування властивостей рідин, які

існують на даний час, з метою пониження їх шкідливої дії на
колекторські властивості продуктивних пластів [27].
За шкідливою дією на пласт при його розкритті промивальні
рідини можна розділити в такий ряд:

− газоподібні агенти (повітря, природний газ, азот, інертні гази і
т.д.);
− нафта пласта, який розкривається;

− нафта будь-яка;
− розчини на нафтовій основі, або вапняково-бітумні;
− зворотні емульсії з солями насиченими водною фазою;
− глинисті розчини, оброблені ПАР, з низькою водовіддачею;

− глинисті висококальцієві розчини з низькою водовіддачею;
− глинисті розчини з підвищеною водовіддачею;
− вода;

− розчини з неконтрольованою водовіддачею.
У нафтогазорозвідувальних свердловинах продуктивні пласти
розбурюють з використанням головним чином бурових розчинів на

водній основі (глинисті розчини). Для попередження негативного

87