Вопрос 3.Влияние типа буровых растворов и специальных жидкостей на качество вторичного вскрытия продуктивных пластов

Для перфорации при репрессии на пласт скважину (либо зо¬ну интервала перфорации и на 100-150 м выше нее) следует заполнить перфорационной жидкостью, не содержащей твер¬дой фазы. Наиболее благоприятные условия перфорации при репрессии обеспечивают перфорационные жидкости на углево-дородной основе (нефть, конденсат, дизельное топливо, ИЭР, ИБР). Эти жидкости должны быть совместимы с пластовыми флюидами. Сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов отмечается при использовании в качестве жидкостей перфорации пластовых вод и водных растворов хлористого кальция, хлористого калия, бромистого калия, бромистого цинка.

Выбор перфорационной жидкости осуществляется в зависи¬мости от категории продуктивных пород, физических свойств пластовых флюидов, величины пластового давления и типа бу¬рового раствора, применявшегося при первичном вскрытии продуктивных пород. Для правильного выбора перфорационной жидкости рекомендуется проводить лабораторные исследова¬ния на совместимость перфорационной жидкости с породой пла¬ста, насыщающим ее фильтратом бурового раствора и пласто¬выми флюидами. При любой категории пород и любом пласто¬вом давлении, если продуктивные пласты вскрывались с использованием углеводородных буровых растворов (из- вестково-битумных, инвертных, эмульсионных), то в качестве перфорационной среды должны быть использованы только уг¬леводородные жидкости без твердой фазы. Если возникает не¬обходимость утяжеления перфорационных жидкостей, то их следует утяжелять легкорастворимыми утяжелителями (СаС03, FeC03). При нормальных и аномально высоких пласто¬вых давлениях, если продуктивные породы вскрывались рас-творами на водной основе, то в качестве перфорационных сред следует применять водные растворы солей, не содержащие твердой фазы, минерализация которых должна быть не менее минерализации фильтрата бурового раствора. Если плотность выбранного водного раствора солей не обеспечивает достаточно¬го забойного давления, то выше интервала перфорации закачи¬вают буровой раствор, применявшийся при первичном вскры¬тии, с разделительной буферной пачкой.

Применение специальных жидкостей при вторичном вскры¬тии пластов дает более высокий эффект по сравнению с перфо¬рацией в среде бурового (глинистого) раствора.