Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Вид проявляемого флюида	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)	(вода, нефть, газ)
1	2	3	4	5
К2– К1	730	1530	вода	Снижение гидростатического давления в скважине из-за: - недолива жидкости; - подъема инструмента с “сальником”; - снижения плотности жидкости, заполняющей скважину ниже допустимой величины.
К1(Б9)	2210	2225	нефть
J3(Ю11)	2383	2395	газоконденсат
J3(Ю12)	2404	2419	нефть
J3(Ю12)	2439	2450	вода

Таблица 4.11

Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического	Интервал, м		Репрессия при прихвате,	Условия
подразделения	от (верх)	до (низ)	кгс/см2	возникновения
1	2	3	4	5
Q– К2	0	730	-	Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО
К2– К1	730	1530	-
К1– J1-2	1530	2500	-

Примечание: Способы ликвидации прихватов и других аварий разрабатываются буровой организацией.

Таблица 4.12

Прочие возможные осложнения

Интервал, м		Вид	Характеристика (параметры)
от (верх)	до (низ)	(название осложнения)	осложнения и условия возникновения
1	2	3	4
730	1530	разжижение бурового раствора	Создание противодавления на водонасыщенные пласты устраняются повышением плотности промывочной жидкости
1530	2500	сужение ствола скважины	Естественный процесс набухания глин при длительном контакте их с раствором на водной основе. Отложения устраняются проработкой этих интервалов