Page 12 - 4484

свердловинних зон зумовлюють істотне зменшення
нафтовіддачі.
Виходячи з досліджень Іванова С. І., Булатова А. І.
сьогодні понад 90% усіх продуктивних пластів бурять
промивними розчинами, основою яких є вода. Фільтрати цих
промивних рідин витісняють нафту та газ, які первісно
знаходилися в навколосвердловинній зоні. Вплив фільтратів
промивної рідини на проникність традиційно оцінюється
коефіцієнтом відновлення проникності за нафтою після
фільтрації протягом певного часу до первісної проникності.
Отримані таким чином дані є малоінформативними з точки
зору регулювання фільтраційних властивостей зони
проникнення фільтрату в пласт. Коефіцієнт відновлення
проникності не враховує реальну динаміку витіснення нафти і
газу фільтратом промивної рідини і не відображає істотних
факторів, які впливають на проникність зони проникнення.
При формуванні зони проникнення фільтрату промивної
рідини ступінь витіснення нафти і газу фільтратом залежить
від технологічних умов розкриття поверхнево-молекулярних
властивостей системи фільтрат-нафта і петрофізичних
властивостей пласта. Ступінь насиченості фільтратом
визначається відношенням капілярного перепаду тисків до
гідродинамічного в зоні проникнення. Це співвідношення
зручно характеризувати комплексним безрозмірним
параметром П.

, (1.1)
де — поверхневий натяг на межі фільтрат-пластовий
флюїд, Па;
cos — косинус крайового кута змочування;
m, k — коефіцієнти пористості та проникності
2
відповідно в ч.о. та м ;
Н — товщина пласта, м;
3
q— об'ємна витрата фільтрату в пласт, м /с;
— динамічна в'язкість фільтрату, Па∙с.

11