Page 167 - 4172

Відомо, що градієнти тиску розриву пласта пов’язані з поровим
(пластовим) тиском, літологією, віком порід і глибиною залягання
пласта, а також напруженим станом гірських порід.
Практика буріння свердловин у Передкарпатському прогині

показує, що визначення нижньої границі густини бурового розчину,
виходячи з умов попередження проявів, є необхідним, але не достатнім
для попередження ускладнень. Так, при бурінні сильно розущільнених

глин, поровий тиск у яких близький до тиску гідророзриву пласта,
навіть незначне збільшення густини бурового розчину з метою
попередження викидів, призводить до гідравлічного розриву пласта.
Це викликає інтенсивне поглинання бурового розчину з подальшим

викидом. Верхню границю густини бурового розчину можна
визначити за формулою:

1  1 
 в  P  G сп , (2.13)

 пор
gh  1   
3
де  – верхня межа густини бурового розчину, кг/м ;
в
2
g – прискорення вільного падіння, м/с ;
н
h – глибина залягання підошви пласта, м;
2
Р – поровий (пластовий) тиск, н/м ;
пор
 – коефіцієнт Пуассона;
2
G – напруга скелету породи, H·м
сп

G  Р гір  Р пор , (2.14)
сп

2
де Р – гірський тиск порід, Н/м .
гір
Для визначення гірського тиску на основі проведених замірів
побудовано графік його зміни з глибиною для умов Передкарпатського

прогину (рис. 2.7). Для побудови графіка використана залежність
(2.14).

159