3.2.5. Визначення наближення свердловини до пластів з високими тисками за шламом і керном

Одним із експрес-методів виявлення зон надгідростатич-них пластових тисків (НГПТ) та їх кількісної оцінки при бурінні свердло­вин є метод визначення порових тисків у породах, якими складені шлам і керн, на основі вивчення густини і пористості порід.

За результатами аналізу шламу в процесі буріння досить оперативно можна виявляти зони НГПТ і кількісно оцінювати значення пластових тисків на вибої свердловини. При цьому слід враховувати спізнення за ча­сом винесення шламу залежно від глибини вибою свердловини, що розгля­нуто в підрозд. 3.2.2.

Для визначення стратиграфічної належності відібраного шламу слід зі­ставляти його склад з відомим літологічним описом стратиграфічних гори-

Рис. 3.20. Зміна густини глинистих порід залежно від глиби­ни у південно-східній частині Внутрішньої зони Передкар-патського прогину (за О.О. Орловим)

зонтів, які розкриваються. Невідомі частинки шла­му потрібно знищувати з метою запобігання по­падання у пробу шламу порід вищезалягаючих горизонтів із стінок свердловини внаслідок їх осипання. Необхідно також враховувати можли­вість тривалого перебування частинок глин у бу­ровому розчині, що може призвести до їх розбу­хання і спотворити справжню картину зміни гус­тини розбурюваних гірських порід. Для визна­чення густини глин (аргілітів) зазвичай викори­стовують пікнометричний спосіб.

Слід зауважити, що за наявності кількох складок, насунутих одна на одну, криву нор-

мального ущільнення глин (як і за результатами геофізичних досліджень) будують для кожної складки окремо. При цьому враховують загальну зако­номірність збільшення густини гірських порід з глибиною. Так, відхилення від кривої у бік зменшення густини розкритих глинистих порід засвідчить наявність інтервалів розущільнених порід у розрізі свердловини, які завжди характеризують горизонти з підвищеними пластовими тисками і НГПТ (рис. 3.20).

Отже, за результатами вивчення густини глин за шламом та точного визначення інтервалу відбору шламу, з урахуванням літологічної та страти­графічної його належності, можна виділяти та кількісно оцінювати пла­стові тиски в процесі буріння свердловин.

Прогнозування НГПТ за густиною глинистих порід у результаті вив­чення керна практично не відрізняється від розглянутого вище. Проте за­стосування цього методу ускладнюється недостатністю відбору керна із розрізу, що розкривається свердловинами. Це пов'язане з обмеженістю ін­тервалів, які бурять з відбором керна, а також малим обсягом його вине­сення.

3.3. Інші геологічні спостереження

У процесі проходки свердловин особливу увагу слід приді­ляти вивченню нафтогазоносних горизонтів, які розкриваються. Ці дослі­дження мають дати відомості про властивості нафти і газу та умови їх заля­гання. Такі дослідження проводять комплексно — вивчають ознаки нафти і газу в кернах і пробах, отриманих за допомогою герметичних ґрунтоносів й пробовідбірників (випробувачів пластів). Герметичний Грунтоніс дає змогу відбирати керн у межах продуктивного пласта з максимальним збережен­ням природної нафтогазонасиченості та швидко транспортувати зразки по­роди на земну поверхню без підіймання колони бурильних труб.