ПоглощенияПри бурении нефтяных скважин применяют несколько принципиально различных типов циркуляционных агентов. Плотность большинства из них можно регулировать в широких пределах: от 900-1050 до 2200-2500 кг/м3. Таким образом, величина пластового давления и давления поглощения не ограничивает возможность применения таких промывочных жидкостей. Лишь газообразные циркуляционные агенты, вода, безглинистые полимерные и некоторые другие промывочные жидкости, для которых характерна невысокая плотность, имеют весьма ограниченную способность создавать противодавление на вскрытие скважиной пласты. Следовательно, пластовое давление может оказаться тем фактором, который ограничивает область применения таких циркуляционных агентов. Уточнять расчленения разреза удобно по совмещенному графику изменения с глубиной коэффициента аномальности пластового давления и индекса давления поглощения. Возможны случаи, когда индекс аномальности пластового давления увеличивается с глубиной до такой степени, что становится больше индекса давления поглощения для пород выше лежащих интервалов. Применение бурового раствора, создающего достаточное противодавление на пласты АВПД, привело бы в этих условиях к поглощению вышележащих интервалах. Несовместимость требований к плотности промывочной жидкости при таких обстоятельствах обуславливает необходимость выделения пород с резко различающимися давлениями в самостоятельные интервалы. С учетом совмещенного графика давления:
В результате уточнения получим 9 интервалов: 0 – 210; 210 – 1836; 1836 – 2200; 2200 – 2600; 2600 – 2750; 2750 – 2764; 2764 – 4065; 4065 – 4500; 4500 – 4700.
|
