Page 103 - 4172

3
3
обважнений буровий розчин густиною 7,1  1 , 2  10 кг/м . Репресія на
пласти при цьому досягала 15-20 МПа. Внаслідок цього при хорошій
геофізичній характеристиці пластів-колекторів одержані дуже малі
припливи нафти. При бурінні свердловин у таких умовах у результаті
повної або часткової втрати гідродинамічного зв’язку пластів зі

свердловиною має місце не виявлення нафтогазоносних пластів при
випробуванні їх на приплив, втрати на довгий час потенційних
робочих дебітів.
В. Д. Зільберман вказує, що на основні знання закономірності

розподілу пластових тисків у покладах при вмілому маневруванні
нашими можливостями можна покращити якість розкриття пластів.
Так, регулюванням глибини установки башмаків і проміжних колон у

продуктивному розрізі, можна регулювати величину репресії на
пласти.
Обмеження величини репресії густини промивальної рідини на

пласти дозволить підвищити ефективність геофізичних робіт і газового
каротажу. При розкритті розрізу з великими репресіями на
продуктивні пласти проходить витіснення газу від стінок свердловини.

У промивальну рідину потрапляє тільки незначна частина газу і на
кривій газопоказання фіксуються тільки значення, які не перевищують
фонових значень. У даному випадку пласти з кращими
колекторськими властивостями будуть задавлені і заглинизовані, а

малопористі з низькими фільтраційними властивостями не будуть
задавлені, що викличе підвищене розгазування розчину і появу пік на
газокаротажних діаграмах. Внаслідок дифузії газу на промивальну

рідину низькопроникні пласти будуть відбиватись на діаграмах у
вигляді зон з підвищеною газоносністю. На думку К. А. Анілієва,
гідродинамічні процеси, які викликають викиди, поглинання
промивальної рідини, прилипання інструменту до стінок свердловин,

обвали глин та інші ускладнення, проходять тим активніше, чим
більша дисгармонія між градієнтами.
Найраціональніше буріння “на балансовій рівновазі” між тиском

флюїдів у порах і гідростатичним тиском промивальної рідини в
свердловині.
За даними ЦНДЛ ПАТ “Укрнафта” при бурінні свердловин тиск

промивальної рідини повинен перевищувати не більше ніж на 8 – 10 %
пластовий тиск. К. А. Анілієв, роблячи посилання на досвід буріння
свердловин США, рекомендує цю величину підтримувати в межах 0 –

100