Основными факторами, влияющими на загрязнение продуктивных пластов, являются репрессия, длительность ее действия, состав и свойства промывочной жидкости. Ухудшение коллекторских свойств пласта происходит в результате проникновения твердой фазы и фильтратов жидкости закачивания в ПЗП, а также необратимых физико-химических, баротермических и других процессов взаимодействия их с пластовыми флюидами и породообразующими минералами пласта. Это приводит к снижению фильтрационных характеристик нефтегазовых коллекторов вследствие закупорки набухающими глинистыми частицами и продуктами взаимодействия фильтратов промывочной жидкости с пластовыми флюидами и породой пласта, блокирования водонефтяной эмульсией, кольматации порового пространства твердой фазой промывочной жидкости.
Значительное влияние на продуктивный пласт оказывают индивидуальные свойства породы-коллектора: вещественный состав, размеры и структура поровых каналов, механическая прочность межзерновых связей и др. В связи с вышеизложенным отрицательное влияние однотипных технологических воздействий на фильтрационные свойства коллекторов может быть разнообразным, что обусловливается природным многообразием петрофизических свойств коллекторов и особенностями их флюидонасыщения.
Эффективность вскрытия продуктивных пластов зависит от геолого-физических характеристик залежи, физико-химических свойств пластовых флюидов, характеристик и показателей применяемой технологии вскрытия продуктивного пласта, свойств промывочных и специальных жидкостей, нестационарности гидравлических процессов, величин и пределов изменения забойных дифференциальных давлений по стволу скважины.
В связи с этим проблема повышения качества вскрытия продуктивных пластов с точки зрения увеличения их нефтегазоотдачи может быть решена только путем использования во всех технологических операциях таких составов рабочих жидкостей, компоненты которых при проникновении в ПЗП в наименьшей степени снизили бы ее проницаемость для углеводородов в условиях конкретного объекта вскрытия. При этом состав и свойства этих жидкостей, а также режимные параметры технологических операций в скважине должны обеспечивать минимально возможные размеры зон их проникновения.
Для предотвращения проникновения мельчайших твёрдых частиц в поровые каналы промывочная жидкость должна иметь в составе твердой фазы свободообразующие частицы. Такие частицы застревают на входе в поры в стенках скважины и блокируют проникновение более мелких частиц в поровые каналы. В дальнейшем фильтрационная корка, образованная такими частицами может быть удалена в процессе вызова притока из скважины или обработкой специальными составами кислот, растворителей и т. п. Размер сводообразующих частиц, выраженный в микрометрах, примерно равен корню квадратному из проницаемости коллектора, выраженной в мД. Для большинства песчаных пластов размер сводообразующих частиц лежит в диапазоне 5−74 мкм.
