Вибір промивної рідини для розкриття пласта

Аналіз викладеного матеріалу дозволяє виділити основні причини пониження проникності привибійної зони продуктивного пласта під дією промивної рідини, її фільтрату та подати у вигляді схеми (рис. 2.1). Ступінь впливу кожної із вказаних причин на природну проникність колектора можна визначити тільки в конкретних умовах.

Ідеальною промивною рідиною для розкриття продуктивних пластів повинна бути рідина, фізично і хімічно нейтральна по відношенню до гірських порід і пластових рідин продуктивних пластів. До теперішнього часу такої рідини ще не винайдено. Тому на практиці вирішують задачу зміни і пристосування властивостей рідин, які існують на даний час, з метою пониження їх шкідливої дії на колекторські властивості продуктивних пластів.

За шкідливою дією на пласт при його розкритті промивні рідини можна розділити в наступний 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 впливу проявів гірського тиску і фізико-хімічних процесів на колекторські властивості порід в привибійній зоні пласта ці розчини повинні:

1) забезпечувати проводку свердловини без аварій і ускладнень з високими швидкостями буріння, що зменшує час контакту розчину з породами;

2) мати мінімальну водовіддачу у привибійних умовах;

3) створювати мінімальні репресії на пласт;

4) мати регламентований гранулометричний склад твердої фази, відповідній структурі порового простору;

5) вміст частин діаметром повинен бути не меншим 5% від загального об'єму твердої фази;

6) містити фільтрат, попадання якого у пласт не буде викликати додаткового набухання глинистих частин, руйнування порід і утворення у пласті нерозчинних осадів і стійких водонафтових емульсій;

7) забезпечувати в міру можливості найлегшу форму прояву гірського тиску.

Рисунок 2.1 — Класифікація причин зниження проникності привибійної зони продуктивного пласта

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Основні вимоги до складу і властивостей промивної рідини для розкриття продуктивного пласта	\|	ФІЗИКО-ХІМІЧНІ ЯВИЩА У ПРИСТОВБУРНІЙ ЗОНІ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА, ЯКІ ВПЛИВАЮТЬ НА ЗНИЖЕННЯ ЙОГО ПРОНИКНОСТІ

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.03 сек.