41. Наведіть заходи для попередження відкритого фонтанування в процесі буріння свердловин.

Для попередження викидів і відкритого фонтанування у випадку флюїдопроявлень необхідно:

1. герметизувати устя свердловини превенторами, регулярно стежити за їх справністю, перевіряти надійність системи керування ними і своєчасно ліквідовувати виявлені дефекти,

2.систематично контролювати якість промивальної рідини, яка виходить н свердловини (густину, вміст газу); при підході до горизонту з аномально високим пластовим тиском (особливо газовим) необхідно здійснювати безперервний контроль вказаних параметрів;

3.перед розкриттям горизонтів з підвищеними коефіцієнтами аномальності необхідно завчасно довести густину промивальної рідини до норми (щоб не допустити проявлень і поглинань);

4. для розкриття горизонтів із підвищеним коефіцієнтом аномальності застосовувати промивальні рідини з малою водовіддачею, низьким статичним і динамічним напруженням зсуву та практично нульовим добовим відстоєм;

5. здійснювати повну дегазацію промивальної рідини при необхідності припинити буріння і провести її заміну на свіжу з більшою густиною;

6. мати на буровій запас промивальної рідини необхідної якості в кількості, не менше двох-трьох об'ємів свердловини.

7. при підйомі колони труб доливати в свердловину промивальну рідину з таким розрахунком, щоб рівень її завжди знаходився біля устя;

8.у складі бурильної колони необхідно мати зворотний клапан або над вертлюгом — кульовий кран високого тиску;

9.не допускати тривалих простоїв свердловини без промивання;

10. при кожному промиванні циркуляцію відновлювати при закритому превенторі на усті

42. Дайте геофізичну характеристику розрізу свердловини з різним літологічним станом і насиченістю порід.

При вивченні піщано-глинистого розрізу, представленого головним чином пісками, пісковиками, алевролітами і глинами, основне значення мають диаграмми електричного каротажу.

Піски і пісковики. Зазвичай опір пісків і пісковиків змінюється у великих межах, що зв'язано з зміною мінералізації насичуючих їх рідин, а також із зміною пористості і структури порового простору цих порід.

Пісчані пласти. розміщені близько до денної поверхні і насичені слабомінералізованними і прісними водами, мають високі опори, які зазвичай досягають декількох десятків і навіть сотень метрів ома. Пласти пісчаних порід, що залягають на великій глибині, як правило, насичені високомінералізованими пластовими водами і їх опір залежно від величини пористості коливається від десятків доль ом-метра до декількох метрів ома.

Невисокі опори відповідають високопористим породам: піскам і рихлим пісковикам; малопористі сцеменовані пісковики відображаються високими опорами, величини яких змінюються у великих межах і при значному ступені цементації превищують в десятки і сотні разів опір рихлих пісковиків. Опір пісчаних порід, насичених нафтою або газом, як правило у багато разів більше опору цих же порід, насичених пластовою водою.

Таким чином, пісчані пласти відображаються на діаграмах опорів високими уявними або низькими показаннями. В результаті проникнення фільтрату прісного розчину в пласт (вплив зони проникнення) пісчані пласти при вимірюваннях зондом з невеликим радіусом дослідження часто характеризуються високими уявними опорами.

На діаграмах ПС піски і пісковики, чисті від домішок глин, в найбільш поширеному випадку, коли мінералізація пластової води перевищує мінералізацію бурового розчину, відображаються відхиленнями кривої ПС у бік від’ємних значень — мінімами ПС. Інакше піскам і пісковикам відповідають додатні аномалії ПС. Якщо мінералізація бурового розчину і пластовою води однакова, тобто при каротажі водоносних пластів

у неглибоких свердловинах, а також при каротажі глибоких свердловин, заповнених соленим розчином, крива ПС згладжується, аномалії ПС проти пісчаних пластів практично не відзначаються. Пісчаним пластам, що містять в своєму складі домішки глин, відповідають неглибокі мінімуми ПС: при достатньо великих домішках глин глинисті піски і глинисті пісковики на діаграмах ПС не виділяються.

Слабими відхиленнями ПС характеризуються пісковики, сцементовані глинистим цементом. Нафтогазонасичені пісковики, як правило, відзначаються на кривых ПС такими ж показанми, як і водоносні.

На діаграмах мікрозондів високопористі проникні піски і пісковики відзначаються невисокими уявними опорами, а також превищенням значень опорів, заміряних потенціал-мікрозондом, над опорами, заміряними градієнт-мікрозондами,тобто додатніми приростами.

43. Обгрунтуйте способи визначення положения флюїдоконтактів покладу.

Виділяють 4 способи визначення положення флюїдоконтактів покладу:

1. Відбір керну .Найповнішу характеристику розрізу та його нафтогазоносності можна отримати шляхом суцільного відабору керна із свердловини. Проте такий відбір планується тільки в опорних свердловинах, Фактичний винос керна в середньому досятеє 40-50% Від буріння з відбором керна, при чому в сипких теригенних товщах, особливо в продуктивних пісковиках, фактичний винос керна зменшується до 5-10% , збільшення виносу керна до 60-80% спостерігається у щільних, переважно карбонатних породах. Для визначения положення , флюїдоконтактів відбір керна проводиться на кількох свердловинах в різних інтервалах розрізу,що забезпечить визначення положення флюїдоконтактів .Перед початком відбору керну із інтервалу виконують контрольний вимір бурового інструменту, щоб точніше прив'язати відібраний керн до глибини свердловини.

2. Геофізичні методи. Нейтронний гамма-каротаж. Метод грунтується на вивченні інтенсивності вторинного гама-випромінювання, розсіяного гірською породою, або нейтронного випромінювання під дією опромінення цієї породи нейтронами. Гамма-гамма каротаж. Метод

грунтується на вимірюванні інтенсивностівності штучного гамма-випромінювання. розсіяного елементами гірської породи внаслідок їх опромінення потоком гамма-квантів. Акустичний каротаж. Грунтується на вивченніі пружних властивостей гірських порід під час поширення в них пружних деформація. Швидкість поширення пружних хвиль у гірських породах залежить від мінерального складу. пористості .структури порового простору .типу флюїду й тісно пов'язана з літолого-стратиграфічними властивостями порід.

3. Приблизний метод. Наближене значення відмітки ВНК(ГВК, ГНК) можна визначити за даними випробування пари близько розташованих свердловин, одна із яких дала нафту (газ), а друга - воду (нафту у випадку ГНК) Положения ВНК при цьому приймається середнє арифметичне із відміток верхніх отворів перфорації свердловини, що дала воду і нижніх отворів перфорації свердловини, що дала нафту .Якщо з одного інтервалу перфорації одержана нафта з водою, положення ВНК умовно відноситься до середини цього інтервалу з переміщенням його вверх, або вниз в залежності від співвідношення кількості нафти і води в продукції свердловини.

4.3а допомогою формули Савченко. Істотна відмінність густини газу(нафти) і води дає змогу досить надійно без особливих витрат визначати положення ГВК(ВНК)-розрахунковим шляхом .Для цього треба якомога точніше заміряти пластові тиски в покладі і за його контуром, а також визначити густину газу (нафти )і води в пластових умовах .Висотне положення ГВК(ВНК) розраховують за формулою Савченко