При бурении нефтегазовых скважин применяются различные виды буровых растворов - на водной, углеводородной и газовой основе, содержащие твердые (преимущественно глинистые или карбонатные) частицы, а также ингибиторы и биополимерные соединения для улучшения кольматирующих свойств раствора. Буровой раствор взаимодействует с проницаемой породой пласта, в результате чего на стенке скважины образуется глинистая корка, а в пристеночной части пласта вследствие проникновения твёрдых частиц в поровое пространство формируется зона кольматации. Система "глинистая корка - зона кольматации" создают значительное фильтрационное сопротивление и в значительной степени определяют динамику формирования зоны проникновения. Знание свойств зоны проникновения бурового раствора в пласт необходимо для качественной интерпретации геофизических измерений в скважинах, которые используются для оценки фильтрационно-емкостных свойств коллектора, то есть определения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. Правильный выбор рецептуры бурового раствора влияет на успех буровых работ, минимизирует их негативное воздействие на продуктивный пласт. Для изучения влияния типа бурового раствора на формирование глинистой корки и зоны кольматации выполнено экспериментальное исследование на коллекции образцов пласта ЮС2 Тевлинско-Русскинского месторождения. Оно проводилось с использованием наиболее распространённых типов буровых растворов (глинистого, полимер-карбонатного калиевого, полимер-карбонатного натриевого и раствора на углеводородной основе). Эксперименты были выполнены для двух типов насыщения - 100 % водонасыщение и смешанное водно-газовое. Экспериментально определены фильтрационно-емкостные свойства и толщина образующейся фильтрационной корки. Для образцов со смешанным насыщением измерено изменение водонасыщенности в процессе эксперимента. Использование полученных результатов при интерпретации данных геофизических исследований скважин на основе моделирования гидродинамических процессов в зоне проникновения и синтетических сигналов ВИКИЗ, БКЗ и других каротажных методов позволяет уменьшить неоднозначность оценки фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов нефти и газа. Также можно оценить параметры зоны кольматации пластов для различных буровых растворов.
