Page 21 - 4484

але і твердої фази глинистого розчину і при
цементуванні - утворенню в тріщинах цементного каменю на
значній відстані від стовбура свердловини. З цих причин,
ймовірно, не стали продуктивними десятки свердловин Ново-
Східницького, Заводівського, Танявського, Битківського та
інших родовищ.
ІванютаМ.М. зауважив, що на родовищах Прикарпаття,
-3
2
де пласти є малопроникними (0,3-10)х10 мкм ), коефіцієнт
відновлення проникності після насичення їх технічною водою
становить лише 60%, водними розчинами КССБ - 65-100%, а
розчинами з лужними реагентами 10-50%.
Значно зменшується коефіцієнт продуктивності
свердловин після проведення ремонтних робіт. Радіус зони зі
зменшеною проникністю при розкритті пластів на
Прикарпатських родовищах за даними гідродинамічних
досліджень перебуває в межах 3-28 м і має тенденцію до
збільшення у малопористих колекторах.

1.3 Парафінова кольматація пласта в
навколосвердловинній зоні пласта

Під час розкриття пласта, який містить парафінисті
нафти, при охолодженні навколосвердловинної зони можливе
випадання кристаликів парафіну і утворення в ній парафінової
кольматації. На це явище першими звернули увагу Бойко B.C.
і СавенковГ.Д. Розміри кристаликів парафіну становлять 5-30
мкм, розміри пор в пісковиках Прикарпаття - в середньому 20-
25 мкм, а з'єднуючих їх каналів -7-9 мкм. У зв'язку з цим при
випаданні кристаликів парафіну закупорюються переважно
канали, які з'єднують пори. Внаслідок потрапляння в пласт
фільтрату промивної рідини виникає також дуже стійка
водонафтова емульсія. Скупчення на межі "нафта-вода"
мінеральних і вуглеводневих частинок, монокристалів
парафіну під впливом вибіркового змочування водою
гідрофільних ділянокїх поверхні спричинює утворення
поверхневого шару на цій межі. Підвищений вміст твердого
парафіну в нафті при її охолодженні до температури
насичення нафти парафіном і нижче сприяє утворенню таких
поверхневих шарів. Через ці явища значно зменшуються
фільтраційні властивості пласта аж до повної їх кольматації,
20