Abstract
<jats:p>При заканчивании скважин важнейшим параметром качества является состояние призабойной зоны пласта и стенки скважины. Приток пластового флюида в ствол скважины определяется состоянием призабойной зоны пласта и стенки скважины. В основном, следствием применения технологий и технологических жидкостей вторичного вскрытия, а также жидкостей глушения скважин, является ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта и стенки скважины. Рассматривается методология оценки эффективности вторичного вскрытия и глушения пласта на основе интегрального показателя – скин-фактора, который определяется по результатам гидродинамических исследований скважин. Показано влияние различных технологических жидкостей вторичного вскрытия и глушения на проницаемость призабойной зоны пласта и стенки скважины. Исследованиями установлено, что кислотные перфорационные среды положительно влияют на призабойную зону нагнетательных скважин, пробуренных в трещиноватых коллекторах. Отмечена эффективность применения кислотных перфорационных сред при вскрытии сложнопостроенных коллекторов Триасового комплекса. Солевой раствор ухудшает фильтрационные характеристики карбонатных коллекторов.</jats:p> <jats:p>During well completion, the most critical quality parameter is the condition of the near-wellbore formation zone and the wellbore wall. The inflow of reservoir fluid into the wellbore is determined by the state of the near-wellbore zone and the wellbore wall. Primarily, the consequence of using technologies and technological fluids for secondary well stimulation, as well as well killing fluids, is a deterioration in the permeability of the near-wellbore formation zone and the wellbore wall. A methodology for assessing the effectiveness of secondary stimulation and formation killing based on an integral indicator – the skin factor, which is determined from the results of well hydrodynamic studies, is considered. The influence of various technological fluids for secondary stimulation and killing on the permeability of the near-wellbore formation zone and the wellbore wall is shown. Research has established that acid perforation fluids positively affect the near-wellbore zone of injection wells drilled in fractured reservoirs. The effectiveness of using acid perforation fluids when opening complex reservoirs of the Triassic complex is noted. Salt solution worsens the filtration characteristics of carbonate reservoirs.</jats:p>