Поражение коллектора твердой фазой

Эффект воздействия твердой фазы выражается в закупорке породы, причем, как показывает анализ используемых на практике методов воздействия на пласт, этот эффект может играть как положительную, так и отрицательную роль.
Положительная роль закупорки состоит в использовании частиц твердой фазы для перекрытия высокопроницаемых трещин и предотвращения их схлопывания при гидроразрывах и обводнении. В этих условиях твердая фаза специально подбирается по физико-механическим, а также биолого-физическим свойствам, когда речь идет о биологическом воздействии на нефтяной пласт. Получаемый эффект закупорки может быть в этом случае отнесен к " активному" воздействию твердой фазы на пласт.
Отрицательная роль проявляется в самопроизвольном эффекте перекрытия частицами твердой фазы пор, каналов и трещин, по которым осуществляется фильтрация углеводородов. Здесь эффект носит отрицательный характер и приводит в конечном счете к снижению нефтеотдачи пласта.

Применение различных методов воздействия на пласт для повышения нефтеотдачи может иметь и отрицательный аспект.

Это обусловлено тем, что практически любой из методов содержит элементы разбаланса " системы пласта", которые способствуют образованию в пласте твердой фазы. Мы здесь не будем касаться элементарного выполнения технических требований и соблюдения правил разработки, препятствующих попаданию в пласт частиц твердой фазы. Можно выделить по крайней мере четыре основных типа твердой фазы в пласте: механические частицы, полимерные, кристаллические, а также частицы биологического происхождения. Рассмотрим более подробно каждый из выделенных типов.
В случае отрицательного эффекта воздействия твердой фазы на пласт к механическим относятся прежде всего частицы, попадающие в пласт с водой при использовании метода заводнения, широко применяемого у нас в стране и за рубежом. При заводнении нефтяных пластов большое значение имеет качество воды, используемой для закачки в пласт. Оно во многом определяется содержанием в воде оксида и сульфида железа, ингибиторов, предназначенных для предотвращения отложений солей, парафина, образующихся при использовании тепловых методов, в частности при закачке подогретой воды.
К механическим следует также отнести частицы, поступающие целенаправленно в пласт при проведении гидроразрывов. Операция гидроразрыва пласта включает следующие основные этапы: закачку в пласт жидкости разрыва, закачку жидкости-носителя твердой фазы, а также жидкости для продавливания последней в образовавшиеся трещины. В качестве закрепляющих трещины агентов (твердая фаза) применяются различные материалы. В начале 70-х годов использовались стеклянные шарики, недостатком которых являлось их разрушение и полная закупорка пор осколками. Затем стали использовать сверхпрочные материалы — бокситы и оксиды циркония, позволяющие выдерживать нагрузки в 2 раза большие, чем песок, однако их плотность, превышающая плотность песка на 40%, затрудняла транспорт таких частиц в трещины. В настоящее время применяют песок со смоляным покрытием. Наибольшее распространение (ввиду доступности) получил песок, количество которого при массированных гидроразрывах достигает 500 т, а обычно его содержание составляет 100-150 кг/м3 жидкости-носителя.
Кроме прочности, к частицам твердой фазы при гидроразрывах предъявляются особые требования и по фракционному составу. Средний размер песчинок должен составлять, как правило, 0, 5-0, 88 мм. Существенное значение имеет концентрация частиц твердой фазы, максимальное значение которой не должно превышать величины начала коалесценции (слипания) отдельных частиц. В результате коалесценции снижается дальность доставки частиц жидкостью-носителем, а выпадающие частицы могут забивать поры и трещины.
Таким образом, пассивные или активные механические частицы твердой фазы практически всегда присутствуют в пласте. Их свойствами - прочностью, плотностью, размерами, концентрацией и др. — во многом определяются характер движения твердой фазы в пласте и степень закупорки перового пространства и трещин.
Чтобы избежать быстрого прорыва воды к добывающим скважинам, на месторождениях с вязкой нефтью или на сильно обводненных площадях применяется метод полимерного заводнения. В качестве полимера используются водорастворимые вещества — полиакриламиды, полисахариды. С их помощью увеличивается вязкость воды, что способствует выравниванию скоростей фильтрации полимерного раствора и нефти, а в конечном счете приводит к повышению нефтеотдачи.
Вместе с тем полимерное заводнение может приводить и к образованию в пласте твердой фазы. Это связано с одним из главных свойств полимера - адсорбцией на поверхности пористой среды. Сформировавшаяся в результате этого полимерная корка приводит к уменьшению сечения пор, изменению их формы и полной закупорке. Важно отметить, что существование такой корки меняет смачиваемость стенок пор.
Образование полимерной корки может быть связано также с применением тепловых методов (закачка горячей воды или пара в пласт), при этом выделение легких фракций приводит к нарушению растворимости твердой фазы полимерных компонентов, имеющихся в нефти. Естественно ожидать, что при образовании полимерной корки и агломератов полимера их движение по порам и трещинам будет существенно отличаться от движения механических частиц твердой фазы. Данные аспекты проблемы в настоящее время еще мало изучены.
Предотвращение связанных с кристаллическими частицами солеотложений в пласте и призабойной зоне - одна из главных проблем при добыче нефти. К основным причинам выпадения солей можно отнести испарение, смешение несовместимых вод, изменение термобарических условий и др. Все это приводит к образованию кристаллов соли, их росту и закупорке ими пор, каналов и трещин. Одна из основных причин - выпадение осадков при смешении несовместимых закачиваемых и пластовых вод. Надо отметить, что даже использование для вытеснения попутно-добываемой воды (снижается вероятность соле-образования) не исключает возможности выпадения солей. В результате смешения несовместимых вод образуется нерастворимый осадок -гипс, который может закупоривать поры полностью.
Важен и другой фактор, связанный с применением заводнения и замещением нефти водой. Так, в результате закачки поверхностных вод в продуктивных горизонтах искусственно создаются условия, свойственные поверхностным источникам воды. При этом меняются температура и окислительно-восстановительные свойства минеральных растворов, сильно увеличивается поступающее с поверхности количество кислорода, диоксида углерода и др. Все это часто приводит к загипсованности глубокозалегающих нефтеносных пород. Промысловые исследования показывают, что на активность процесса солеотложения в промысловом оборудовании существенное влияние оказывает динамика газожидкостной смеси. В частности, выделяющиеся из жидкости (при давлении ниже давления насыщения) пузырьки газа появляются в первую очередь на стенках скважинного оборудования. Это способствует зарождению на границах раздела и росту кристаллов солей. В то же время солевые отложения служат адсорбентами для нефтяных компонентов, что приводит к прилипанию к ним пузырьков газа и увеличению объема осадков. Такого рода процессы достаточно хорошо изучены в скважине, однако есть все основания полагать, что, активно развиваясь в пластовых условиях, они увеличивают вероятность закупорки пор и трещин твердыми кристаллическими частицами.
Неоднозначное влияние на процессы солеотложения оказывают скорости потоков, определяемые дебитом скважин и размером насосно-компрессорных труб. Так, например, для района Среднего Поволжья установлено уменьшение солеотложений при увеличении дебита скважин. Другая ситуация наблюдается на месторождении Малгобек-Вознесенском, где рост скорости потока приводит к увеличению солеотложений. Предполагается, что в отличие от первой группы месторождений, где имеется гомогенное зародышеобразование, во втором случае усиление тепломассообменных процессов способствовало гетерогенному зарождению кристаллов.
Отмеченные выше механизмы остаются на сегодняшний день малоизученными, а результаты их действия - неоднозначными, что свидетельствует о необходимости детального исследования характера движения кристаллических частиц соли с учетом образования и роста кристаллов. Это относится и к частицам парафина, которые во многих случаях ведут себя подобно кристаллам соли (образование, рост, осадконакопление и т.д.), хотя причины появления кристаллов парафина другие
Биологические частицы, присутствующие в большинстве случаев в закачиваемой воде для заводнения (имеются в виду пассивные частицы), могут, попадая в пласт, биологически воздействовать на пласт и повышать нефтеотдачу. Обычный способ заключается в закачке в пласт микроорганизмов и питательных веществ, которые генерируют в нем поверхностно-активные вещества и другие агенты, способствующие вытеснению нефти из плохопроницаемых пор. В результате проникновения в пласт питательных веществ в порах, каналах и трещинах создаются условия для развития микроорганизмов. Их жизнедеятель-ость приводит к закупорке высокопроницаемых зон и перераспределению вытесняющего агента в плохопроницаемые зоны.
Таким образом, мы рассмотрели четыре основных типа твердой фазы в пласте, образующихся при различных методах воздействия на пласт. Главное - это различный характер движения частиц твердой фазы разного типа, следовательно, и механизмов закупорки-раскупорки. Наиболее хорошо изучена закупорка механическими частицами, некоторые аспекты этого вопроса достаточно подробно исследовались в процессах фильтрования суспензий

2. ПОРАЖЕНИЕ КОЛЛЕКТОРА ЖИДКОЙ ФАЗОЙ

Известно, что в процессе проникновения промывочного раствора из скважины в пласт происходит его разделение на дисперсную фазу и дисперсионную среду. Дисперсная фаза отлагает на стенке скважины глинистую корку, а в пласте - зону кольматации. Дисперсионная среда диффундирует в пласт, образуя зону проникновения фильтрата. Ухудшение фильтрационных свойств пласта (ФСП) под воздействием фильтрата промывочного раствора связано, во-первых, с уменьшением фазовой проницаемости и, во-вторых, с проявлением поверхностного взаимодействия между мелкодисперсными составляющими цемента породы и фильтратом.
В настоящее время около 98% всех пластов вскрывают с использованием промывочных растворов на водной основе. Фильтраты этих промывочных растворов, являясь смачивающей фазой, вытесняют нефть и газ, первоначально находящиеся в околоскважинной области. Влияние фильтратов на проницаемость традиционно оценивают с помощью коэффициента восстановления проницаемости по нефти после фильтрации в течение определенного времени, отнесенной к первоначальной проницаемости. Полученные таким образом данные малоинформативны с точки зрения регулирования фильтрационных свойств зоны проникновения фильтрата промывочного раствора. Коэффициент восстановления проницаемости не учитывает реальной динамики вытеснения нефти и газа фильтратом и не отражает существенных факторов, влияющих на проницаемость зоны проникновения. При формировании зоны проникновении фильтрата промывочного раствора степень вытеснения нефти и газа фильтратом зависит от технологических условий вскрытия, поверхностно-молекулярных свойств системы фильтрат-нефть и петрофизических характеристик пласта. Степень насыщенности фильтратом определяется соотношением капиллярного перепада давлений и гидродинамического давления в зоне проникновения.
При освоении продуктивных пластов часть фильтрата защемляется в зоне проникновения в результате капиллярной блокировки и формирует область повышенного содержания остаточного фильтрата, которая также способствует уменьшению проницаемости по нефти и газу. Проницаемость пласта при защемленном остаточном фильтрате может составлять менее 70% первоначальной.
В преимущественно гидрофильных коллекторах с ухудшенными коллекторскими свойствами, развитой удельной поверхностью при наличии глинистого цемента на поражение пласта фильтратом промывочного раствора существенно влияет поверхностное взаимодействие фильтрата и твердой фазы коллектора. В природном состоянии поверхностные силы прочно удерживают мельчайшие гидрофильные частицы на скелетных зернах. При внедрении фильтрата промывочной жидкости в гидрофильной пленке погребенной воды резко уменьшаются действия поверхностных сил, в результате чего мельчайшие частицы твердой фазы приходят в движение и увлекаются фильтратом. Взаимодействуя друг с другом и со скелетом породы, частицы могут образовывать сгустки и застревать в местах сужений и пережимов пор. Кольматация за счет мельчайших гидрофильных частиц наиболее сильно проявляется при использовании промывочных растворов на пресной основе. В результате кольматации проницаемость пласта может снизиться до 30-40% первоначальной. На интенсивность кольматации оказывают влияние структура перового пространства и условия вскрытия пласта. В коллекторах с разветвленной структурой перового пространства при наличии тупиковых и плохо сообщающихся между собой пор изменение минерализации фильтрата в зоне проникновения происходит постепенно и не возникает значительных градиентов поверхностных сил. При высоких скоростях проникновения фильтрата в пласт градиенты поверхностных сил значительны и интенсивность поступления мельчайших частиц в фильтрат возрастает.
Помимо кольматации, взаимодействие фильтрата промывочного раствора с твердой фазой породы приводит к поверхностной гидратации, в результате чего в зоне проникновения увеличивается количество прочно связанного фильтрата, уменьшаются эффективная пористость и проницаемость коллектора. Уменьшение проницаемости в зоне проникновения в результате поверхностной гидратации может составлять до 40% первоначальной. Эффекты поверхностной гидратации и кольматации наиболее типичны для заглинизированных песчаников, однако исследования, проведенные в последние годы в нашей стране и за рубежом, показали, что при обработках промывочных растворов современными физико-химическими реагентами эти явления могут наблюдаться и для практически безглинистых (чистых) коллекторов. Степень влияния фильтрата на потери продуктивности зависит от фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Для пластов с проницаемостью порядка 0, 5 мкм2 потери продуктивности составляют не более 30-40%. В коллекторах с ухудшенными фильтрационноемкостными свойствами в результате поверхностного взаимодействия с породой продуктивность может снизиться в десятки раз.
При цементаже степень ухудшения проницаемости за счет фильтрата цементного раствора зависит от состояния прискважинной области на момент проведения цементажа.
В пластах с ухудшенными фильтрационноемкостными свойствами основное влияние на загрязнение пласта оказывает фильтрат промывочного раствора, а фильтрат цементного раствора ухудшает первоначальную проницаемость лишь на 3-5%. Для пластов с проницаемостью 0, 1-0, 5 мкм2 загрязнение фильтратом цементного раствора может составлять 10-20% первоначальной проницаемости.
В высокопроницаемых коллекторах (более 0, 5 мкм2) степень ухудшения проницаемости под воздействием фильтрата и твердых частиц цементного раствора увеличивается с ростом проницаемости и составляет 25-50%.
Образование на этапе первичного вскрытия пластов слабопроницаемой глинистой корки и зоны кольматации является благоприятным фактором, предохраняющим пласт от его дальнейшего загрязнения тампонажным цементным раствором. Лабораторные исследования показали, что в этом случае радиус зоны загрязнения не превышает 0, 5-1, 0 см, а его влияние легко устраняется в процессе перфорации. Радиус загрязнения пласта при цементации может значительно увеличиваться при разрыве пласта цементным раствором. На этапе вскрытия пластов перфорацией (кумулятивной, пулевой и гидропескоструйной) наряду с созданием надежной гидродинамической связи пласта со скважиной происходят также изменения фильтрационных свойств пласта в области, прилегающей к перфорационному каналу. В связи со сложностью экспериментов механизм влияния перфорационных каналов на ФСП изучен еще недостаточно полно.
Степень загрязнения пластов при их вскрытии перфорацией значительно увеличивается, если перфорацию проводят в среде промывочной жидкости при репрессии на пласт. Результаты промысловых исследований показывают, что проницаемость при этом может дополнительно снизиться на 20-30%, иногда вплоть до полной закупорки в зависимости от применяемых промывочных жидкостей и значений репрессии.
При освоении скважин в процессе вызова притока происходит обратное вытеснение фильтратов нефтью из околоскважинной зоны. В зоне проникновения фильтрата проницаемость может дополнительно уменьшиться за счет защемления части фильтрата. При этом эффект защемления зависит как от состояния зоны проникновения на начало освоения, так и от технологических условий последнего. В низкопроницаемых коллекторах при освоении происходят прорыв нефти по наиболее крупным порам и трещинам и защемление части фильтрата в зоне его проникновения. В высокопроницаемых пластах крупные поровые каналы еще на стадии вскрытия блокируются твердыми частицами и ганглиями защемленной нефти. При обратном вытеснении прорыв нефти по мелким и средним порам приводит к блокированию фильтрата в крупных порах и существенному снижению проницаемости в зоне проникновения.
Существуют оптимальные условия освоения скважин, обеспечивающие наиболее полную степень вытеснения фильтрата в процессе освоения. Однако при современных технологиях эти условия реализуются не полностью. При освоении в прискважинной области защемляются значительные количества фильтрата, и его вынос может оказаться достаточно длительным. Промысловые наблюдения показывают, что извлечение фильтрата из призабойной зоны для карбонатных коллекторов продолжается 2-3 года, для терригенных - 5-6 лет. За это время продуктивность скважин возрастает в 2-3 раза. В.М. Неравномерность распределения несмешивающихся жидкостей в направлении их движения приводит к концевому эффекту, влияющему на продуктивность скважины.

3. ВЛИЯНИЕ КАПИЛЛЯРНОГО КОНЦЕВОГО ЭФФЕКТА НА ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ

При современной технологии строительства скважин вскрытие нефтегазоносных пластов обычно производится с использованием в качестве промывочной жидкости глинистых растворов и при значительной репрессии на пласт. Известно, что в этих условиях проникающие в продуктивный пласт глинистые частицы и фильтрат бурового раствора (вода) снижают проницаемость для нефти в призабойной зоне и коэффициент продуктивности скважины. Это связано не только с закупоркой части перового пространства твердыми частицами, но и с капиллярными явлениями, учет которых необходим для правильного диагностирования состояния околоскважинных зон и рационального выбора технологии воздействия с целью восстановления продуктивности скважин.
Внедрение воды в пласт сопровождается вытеснением нефти (газа) из призабойной зоны. Последующее освоение и эксплуатация скважины приводят к обратному процессу - вытеснению воды нефтью (газом).
Согласно экспериментальным исследованиям процессов вытеснения и стационарной фильтрации несмешивающихся жидкостей, остаточная насыщенность смачивающей фазой распределяется неравномерно. Вблизи выходного сечения образца пористой среды насыщенность смачивающей фазой возрастает до значения, близкого к максимальному (концевой эффект). Неравномерность распределения жидкостей обусловлена наличием межфазного натяжения, что дает возможность оценить влияние концевого эффекта на продуктивность скважины.
Рассмотрим концевой эффект на простом примере однородного пласта без учета формирования зоны кольматации при глушении скважины водой.
Предполагается, что течение нефти (газа) происходит в гидрофильном пласте при наличии остаточной неподвижной воды. Такое течение может рассматриваться как установившееся предельное состояние процесса вытеснения смачивающей жидкости несмачивающей. Поток считается плоскорадиальным.

ИССЛЕДОВАНИЕ КОЛЬМАТАЦИИ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ
ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН
Обоснование технологий декольматации пластов должно базироваться на достоверных закономерностях образования и разрушения зоны кольматации. Зона кольматации - это часть околоскважинной области, в которой поры коллектора заполнены твердыми частицами. Для повышения продуктивности скважин необходимо очистить (декольматировать) пористую среду. В зоне кольматации нефтегазовых коллекторов присутствуют как механически задержанные в порах твердые частицы, так и частицы самой пористой среды. Поэтому для д екольматации нужно, во-первых, разрушить агрегаты частиц, во-вторых, освободить задержанные частицы из пор-ловушек и, в-третьих, удалить частицы из пористой среды.
Как показали многочисленные исследования, кольматация околоскважинной зоны при проникновении промывочной жидкости в пласт такова, что реальные скорости фильтрации не способны оторвать частицы друг от друга в зоне кольматации и эффективная декольматация возможна лишь при искусственной интенсификации действия гидродинамических сил в этой зоне.
Выбор эффективного режима и методов гидродинамического воздействия на зону кольматации требует детального знания особенностей ее строения. Рассмотрим имеющиеся результаты.
Экспериментальными исследованиями установлены три основных вида фильтрования с закупориванием:

1) с закупориванием каждой поры частицей твердой фазы;

2) с постепенным закупориванием одной поры многими частицами;

3) промежуточного вида.

Первый вид процесса встречается достаточно редко и характеризуется тем, что размер частиц d больше поперечного размера пор Я. Наиболее распространен второй вид, соответствующий случаю d
Экспериментальными исследованиями показано, что при гравитационном осаждении частиц твердой фазы существенную роль в постепенном закупоривании играют скорость осаждения частиц Voc, их концентрация и размер, а также вязкость жидкой среды. В качестве последней в экспериментах использовались вода, глицерин, масла. Твердая фаза была представлена частицами каолина, стекла, активированного угля, размер частиц которых менялся в пределах 0, 5-50 мкм. В зависимости от значения параметра ^ = VOC/V 1000 наблюдалось фильтрование с постепенным закупориванием, а фильтрование без закупоривания, т.е. с образованием осадка на перегородках фильтра, происходило при ^ < 100.
Для объяснения процесса постепенного закупоривания пор, для которого характерна малая скорость осаждения частиц Уос по сравнению со скоростью фильтрования Уф (^ > 1000), предложен следующий механизм. Движение частиц твердой фазы приводит к их накоплению на поверхности перегородки фильтра, в застойных зонах между порами.
п результате над входами в поры создаются естественные своды, образующие осадок.
Таким образом, чем выше ^, т.е. чем выше скорость осаждения (или соответственно ниже скорость фильтрования), тем благоприятнее условия для образования сводов. Этому, по нашему мнению, также способствует увеличение концентрации частиц твердой фазы. Рассмотренный механизм имеет основное значение в изменении проницаемости блоков в трещинно-пористой среде. Однако здесь следует проявить определенную осторожность, поскольку, как показывают исследования структуры породы с помощью окрашенных смол, блоки в пласте имеют неправильную форму. В связи с этим и осадконакопление на стенках пор, каналов и трещин, а также на входах в блоки может происходить по-разному. При этом может существенно измениться и роль концентрации частиц твердой фазы в закупоривании пор. Напомним, что сказанное выше относится к механическим частицам, условия образования агломератов которых отличаются от таковых агломератов из кристаллов соли или парафина.
Исследованию закономерностей фильтрования с закупориванием пор посвящены опыты на укрупненных моделях фильтра. В частности, исследовался процесс задерживания сферических частиц диаметром 70-350 мкм при прохождении через слой шариков диаметром 2-3 мм. Показано, что концентрация частиц в слое шариков зависит от исходной концентрации частиц в суспензии, отношения размеров частиц и шариков, пористости слоя. Так, например, полное закупоривание происходило при соотношении размеров частиц и шариков, равном 0, 12.
Разделение суспензии сферических и угловатых частиц полистирола с концентрацией 0, 1-0, 2% исследовалось в модели пористой среды, представляющей собой несколько расположенных друг над другом параллельных стержней. Размер частиц полистирола составлял около ОД размера щелей между стержнями (аналог пор). В частности, показано, что из-за отложения частиц на стенках стержней уменьшалось сечение щели, что приводило к ускорению в ней движения частиц. В случае угловатых частиц наблюдалось закупоривание щелей.. Вместе с тем неясными остаются собственно механизм закупоривания трещинно-пористой среды, представляющей систему каналов с острыми углами различного сечения и направления, влияние концентрации кольматанта и скорости потока, т.е. числа Рейнольдса, на характер закупоривания, существование автомодельных режимов и ряд других вопросов. Экспериментальные исследования, проведенные на кернах, отобранных из месторождений нефти и газа, также указывают на неоднозначность полученных результатов.
Вопросам кольматации пористых сред посвящено большое количество исследований. Однако до настоящего времени нет единой точки рения на механизм этого процесса. Ряд исследователей считают, что кольматация коллекторов в условиях бурящихся скважин вообще невозможна или глубина проникновения дисперсной фазы в поры коллектора пренебрежимо мала (около 1 мм). Этот вывод базируется на методике изучения влияния кольматации на проницаемость пород, согласно которой после кольматации определяют коэффициент проницаемости при срезании закольматированного слоя породы различной толщины. Результаты экспериментов показывают, что в ряде случаев при срезании траншей толщиной 0, 5-1, 5 мм коэффициент проницаемости коллектора почти полностью восстанавливается. В то же время отмечено проникновение кольматанта в поры гранулярных коллекторов на глубину до 20-40 см и более. Такие размеры зоны кольматации вызывают существенные изменения физических свойств в прискважинной области, что приводит к искажению результатов геофизических исследований, которое неоднократно наблюдалось на практике. Прямыми экспериментальными исследованиями установлены изменения удельного электрического сопротивления на глубину от стенки скважины более 9 см. В этой же работе установлено влияние зоны кольматации на диффузионно-адсорбционную активность породы и показано существенное влияние кольматации на фильтрационную способность пород.
Время кольматации в процессе бурения составляет около 15 мин, т.е. оно пренебрежимо мало по сравнению со временем других процессов, приводящих к изменению физических свойств околоскважинных зон. Установлено, что уменьшение проницаемости образцов пород за счет кольматации происходит на протяжении всего периода фильтрации бурового раствора.
Сложность и многопараметричность кольматации вызывают большие затруднения при ее экспериментальном моделировании и интерпретации результатов экспериментов. Положение усугубляется еще и тем, что эксперименты по кольматации коллекторов практически невоспроизводимы.
Трудности моделирования связаны в первую очередь со слабой изученностью механизма кольматации. Основные представления о механизме кольматации сформировались на основе исследований фильтрации малоконцентрированных суспензий в задачах гидромеханики и мелиорации. Представления различных ученых о механизме кольматации в основном сводятся к двум точкам зрения. Согласно одной из них, кольматация обусловлена механическим закупориванием пор дисперсной фазой под влиянием изменения физических свойств в зоне кольматации в зависимости от соотношения размеров частиц кольматанта и размеров пор. Изменение физических свойств в зоне кольматации происходит только в том случае, если средний диаметр пор составляет 5-6 средних диаметров частиц кольматанта. Частицы большего диаметра откладываются в корки, частицы меньшего диаметра свободно выносятся из пор и не принимают участия в кольматации.
Кольматация обусловлена механическим закупориванием и физико-химическим взаимодействием дисперсной фазы кольматанта с материалом пористой среды. При таком механизме кольматация происходит при сколь угодно малых размерах частиц дисперсной фазы в результате адсорбционного взаимодействия, коагуляции и структурирования глинистых частиц в порах коллектора. Эти представления о механизме кольматации базируются на экспериментальном изучении фильтрации малоконцентрированных суспензий при относительном постоянстве размеров частиц кольматанта в условиях высокопроницаемых песков и рыхлых грунтов.
Применяемые в практике бурения промывочные жидкости — высококонцентрированные полидисперсные суспензии. Размеры частиц в растворах колеблются от долей микрометра до нескольких миллиметров. Коллекторы нефти и газа имеют сложную структуру и широкий диапазон размеров пор. Глинистая корка, образующаяся при фильтрации раствора на стенке скважины, является одним из основных факторов, определяющих кольматацию.
Наиболее обоснованной, по мнению авторов, является физическая основа кольматации, предложенная Н.Н. Михайловым. Согласно его представлениям, при вскрытии пластов бурением частицы дисперсной фазы раствора вместе с фильтратом внедряются в поры коллектора. Наиболее крупные частицы задерживаются на стенке скважины и образуют первичный каркас глинистой корки. Частицы, ушедшие с фильтратом в пласт, механически задерживаются в местах сужений и пережимов пор.
Вероятность задерживания частиц порами прямо пропорциональна их размерам и количеству сужений и пережимов пор, определяемому структурой перового пространства. Задерживание крупных частиц приводит к сужению проходных сечений, что повышает вероятность застревания частиц меньшего размера. В процессе роста и уплотнения глинистой корки через нее проходят частицы все меньших размеров, одновременно уменьшается общее количество проходящих частиц из-за снижения скорости фильтрации.
Таким образом, в процессе фильтрации в коллекторе доля частиц с минимальными размерами возрастает. Эти частицы свободно уносятся потоком фильтрата через сужения и пережимы пор, но застревают в зонах скопления частиц крупного и среднего размера. При снижении скорости фильтрации постепенно возрастает роль физико-химического взаимодействия частиц и агрегатов частиц с внутрипоровой поверхностью, которое приводит к осаждению самых мелких частиц (коллоидной фракции) на стенках пор. Таким образом, в течение всего периода фильтрации происходит накопление частиц кольматанта во внутрипоровом пространстве. Интенсивность накопления частиц затухает во времени по мере продвижения в глубь пласта. Образовавшийся
осадок состоит из частиц различного размера, а средний размер частиц уменьшается по мере продвижения вглубь пласта.
Важным следствием этой схемы является вывод о том, что в любой момент времени в зоне кольматации частицы кольматанта могут находиться в двух различных состояниях: в виде кольматирующей среды, необратимо изменяющей физические свойства зоны кольматации, и в виде суспензии, свободно циркулирующей во внутрипоровом пространстве. При этом по мере затухания фильтрации все частицы кольматанта постепенно переходят в кольматирующую среду.
Описанная схема кольматации коллекторов частицами глинистого раствора позволяет объяснить многие явления и имеющиеся противоречия при экспериментальном изучении кольматации.

Таким образом, ухудшение состояния призабойной зоны скважины в процессе ее строительства зависит от многих причин, связанных с применяемой технологией бурения и используемыми промывочными жидкостями.