Глава 16. Устойчивость ствола скважины и сланцев.

Глава 16. Устойчивость ствола скважины и сланцев.

Вступление.

Поддержание стабильного ствола скважины - одна из главных задач при бурении скважины. Исследования показывают, что незапланированные события, относящиеся к нестабильности ствола скважины, служат причиной увеличения более чем на 10% стоимости скважины с оценкой свыше 1 миллиарда долларов в годовой себестоимости промышленности. Предотвращение нестабильности сланцев – высоко приоритетная задача для каждой фазы индустрии буровых растворов, от исследований и попыток развития до полевого осуществления инженерами по буровым растворам. Новые технологии непрерывно развиваются и применяются, а ранее существовавшие технологии совершенствуются и детализируются.

Нестабильность ствола вызывается радикальными изменениями как механических напряжений, так и химическими и физическими условиями, когда бурится ствол и пласты подвергаются воздействию бурового раствора.Нестабильность ствола проявляется зачастую как осыпание и обрушение сланцев, приводя в результате к расширению ствола, образованию пробок и заполнению ствола кусками породы. Более общие последствия – прихваты инструмента, потеря основного ствола, затруднения с каротажом и его интерпретацией, подъём бокового керноотборного инструмента, затруднения со спуском обсадной колонны, плохое сцепление цементного камня, и потеря циркуляции. Всё перечисленное вносит вклад в увеличение стоимости, в возможность потери части ствола или целой скважины, или уменьшение продуктивности скважины.

Нестабильность ствола скважины вызывается:

· Механическими напряжениями.

¨ Повреждениями, растяжениями, разрывом и потерей циркуляции.

¨ Разрушениями при сжатии – растрескиванием и разрушением или пластическим течением.

¨ Механическим разрушением поверхности вследствие трения и сотрясения, ударов.

· Химическим взаимодействием с буровыми растворами.

¨ Гидратацией сланцев, набуханием и диспергированием.

¨ Растворением (разложением) растворимых пластов.

· Физическим взаимодействием с буровыми растворами.

¨ Эррозией.

¨ Увлажнением вдоль скрытых существующих трещин (хрупкие сланцы).

¨ Проникновением жидкости – перенос под давлением.

 

Чувствительность сланцев и нестабильность ствола не имеют главного значения, если инженер по буровым растворам квалифицированно оценил ситуацию и осуществил исправительный план. Для оценки и исправления нестабильности ствола скважины необходим системный подход, объединяющий несколько дисциплин. Другими словами, экспертиза инженера по буровым растворам не ограничивается только буровыми растворами. Хорошо работающее знание всех областей деятельности, как скважины, так и её окружения (подоплёки) в механике и геофизике, и химии воды и глин, необходимы при этом. Число возможных случаев должно быть оценено в разрешении нестабильности ствола скважины. Оценивая эти взаимосвязанные условия, могут быть определены более вероятные формы повреждения, и подходящий сценарий может быть применён в принятии решения или для толерантного отношения к нестабильности.

Это включает механические условия такие, как:

¨ Проблемы с очисткой ствола скважины

¨ Эррозия ствола скважины

¨ Опасность физических ударов или сотрясений

¨ Вес раствора и поровые давления

¨ Давления пульсаций и свабирования

¨ Напряжённое состояние ствола скважины.

Также должны быть оценены химические условия такие, как:

§ Реакционная способность повреждённого пласта

§ Химическая совместимость с системой бурового раствора

§ Возможность растворения ствола скважины.

Довольно часто простых и экономичных решений не существуют. В таких случаях для завершения скважины должны использоваться комбинации хорошей практики бурения и более приемлемых ингибированных систем буровых растворов и симптоматические проработки. В то время как растворы на нефтяной или синтетической основах обеспечивают существенно большую стабильность ствола скважины и вообще решают проблемы сланцев, их применение может ограничиваться теми или иными условиями или вызывать другие проблемы.

Определённое число ограничений может иметь место для всех типов буровых растворов и продуктов, которые могут использоваться. Эти ограничения включают в себя:

§ Необходимость применения специфических пластовых оценочных исследований (минимально изменённые керны или обстоятельные геофизические исследования)

§ Региональные правила по безопасности, охране окружающей среды и здоровья персонала.

§ Стоимость, материально-техническое обеспечение и доступность материалов

§ Другие проблемы, которые аннулируют заботу о стабильности ствола скважины (например, потеря циркуляции)

До обсуждения индивидуальных случаев нестабильность ствола скважины, важно установить следующее:

1) Сланцевые отложения и осадочные породы.

2) Химия глин

3) Напряжённое состояние отложений земной коры.

 

Химия глин.

С седиментационной точки зрения глины были определены как частицы с размером определённой длительности оседания, но с химической и минералогической точек зрения термин глина относится к специфическим глинистым минералам. Эти глинистые минералы -это материалы с кристаллической слоистой структурой двуокиси кремния и оксида алюминия. Как правило, глинистые минералы, находимые в сланцах, - это смектит, иллит, хлорит и каолинит. Эти минералы встречаются как мельчайшие кристаллические частицы, которые выпадают в пределах диапазона размеров глин. Анализы типов глинистых минералов, присутствующих в сланцах, выполняются методами рентгеновской дифракции.

Глинистые минералы обладают способностью адсорбировать воду и катионы на своей поверхности. Как отмечено выше, глинистые минералы имеют частицы малого размера и слоистую, или подобную тетради структуру. Это придаёт глинистым минералам большую удельную поверхность (удельная поверхность равна всей поверхности, отнесённой к грамму материала.) Иллиты, хлориты и каолиниты - это мельчайшие кристаллики, которые адсорбируют воду и катионы на своей внешней поверхности. Смектит, в добавок к адсорбции воды и катионов на внешней поверхности, адсорбирует воду и катионы поверхностью между слоями в его кристаллической структуре. Способность смектита адсорбировать воду намного больше, чем у других глинистых минералов.

Способность адсорбировать воду, способность глин обменивать катионы и удельная поверхность глин – это тесно связанные явления, которые иногда определяют как коллигативные свойства глин. Эти коллигативные свойства - фундаментальные меры активности глин. Так как катионообменная ёмкость легко измеряется, это практический метод оценки активности глин и сланцев. Катионообменная ёмкость сухой глины может быть измерена с помощью титрования метиленовой синью. Стандартная единица для записи катионообменной ёмкости сухой глины – миллиграмм- эквивалент (мг-экв) на 100 г. сухой глины. Когда для измерения катионообменной ёмкости используется 0,01 N раствор метиленовой сини, то количество миллитров раствора метиленовой сини, необходимых для достижения конечной точки эквивалентно мг-экв /100 г. Диапазоны изменения катионообменной ёмкости для чистых глинистых минералов такие:

 

Глина	Катионо Обменная Ёмкость мг-экв /100 г.
Смектит	80-150
Иллит	10-40
Хлорит	10-40
Каолинит	3-10

 

Смектит несомненно значительно активней, чем другие глинистые минералы. Сланцы, содержащие смектит, более чувствительны к воде и больше гидратируются. Сланцы, содержащие другие глинистые минералы, имеют меньшую способность гидратироваться, но тем не менее могут быть чувствительны к воде.. Большинство сланцев содержат несколько типов глин в различных количествах. Активность сланцев зависит от типов и количества глинистых минералов, присутствующих в сланце. Часто катионообменная ёмкость наилучший параметр для характеристики глины, чем минералогический анализ следующий из рентгеноструктурного анализа.

Кристаллические структуры иллита и смектита подобны повторяющейся трёхслойной структурной единице, составленной из алюмооксидного листа, расположенного по принципу съэндвича между двумя кремнийоксидными слоями.. В смектите, имеется слой адсорбированных ионов и воды между трёхслойными структурными единицами, составляющими кристалл. В иллите имеется слой ионов калия, но нет воды между трёхслойными структурными единицами. В добавок, иллит имеет значительное замещение алюминиевыми атомами для атомов кремния в кремниевых слоях, а смектит –нет. Атомы калия в иллитовой структуре не обменоспособны, а представляют собой неподвижную часть кристаллической структуры: только ионы на внешней поверхности иллита обменоспособны. В смектите ионы между слоями обменоспособны и могут состоять из натрия, кальция, магния или калия (заметим, что обменоспособный калий смектита не такой как в иллите.)

Как отмечалось при обсуждении диагенезиса, смектитовые и иллитовые глины часто встречаются как смешанно-слоистые минералы. В смешанно-слоистых минералах некоторые слои содержат способные к обмену ионы и воду, в то время. как другие слои «коллапсируют» при помощи атомов калия между слоями.. Большинство смектита и иллита присутствуют в морских отложениях и осадочные породы встречаются как смешанно-слоистые глины. Многие старые специалисты и другие, вовлечённые в процесс бурения, используют термины монтмориллонит или бентонит вместо термина смектит для обозначения глины, которая содержит воду в своей слоистой структуре. Эта ситуация проистекает из-за того, что специалисты, которые исследуют глины, совершенствуют номенклатуру, применяемую к глинистым материалам, в течение многих лет и продолжают совершенствовать или переопределять термины как только выявляются дополнительные детали о природе глинистых материалов. Чтобы помочь с номенклатурой, предлагаются следующие определения:

§ Смектит – группа глинистых минералов, имеющих сэндвичеобразную структуру, обсуждённую выше, и содержащих воду между алюмосиликатными слоями. Эта группа минералов включает монтмориллонит, гекторит, сапонит, нонтронит и несколько других специфических минералов.

§ Иллит – специфический глинистый минерал с алюмосиликатной структурой подобной смектиту, но без межслоевой воды. Специалисты не подразделяют ещё иллит в отдельную группу минералов, но некоторые,вероятно, продолжают работать над этим.

§ Монтмориллонит – вообще-то минерал, принадлежащий к группе смектита. Большинство смектитовых глин в отложениях Мексиканского залива (США) действительно являются монтмориллонитами. Это может быть неверно по отношению к другим осадочным бассейнам.

§ Бентонит - геологически, бентонит – это отложения видоизменённого вулканического пепла. В торговле, термин бентонит используется для коммерческого обозначения натриевого монтмориллонита, который используется как добавка для буровых растворов. Бентонитовые глины, добываемые в Вайоминге, действительно получают из геологического бентонитового пласта, но бентонитовые глины, добываемые в других регионах мира, могут быть из других типов геологических отложений.

§ Хлоритовые глинистые минералы по активности подобны иллитовым глинам. Хлориты – группа особых глинистых минералов. Вообще, хлоритовые минералы содержат слой глинозёма, расположенного сэндвичеобразно между двумя слоями кремнезёма и слой оксида магния или железа. Хлорит не содержит межслоевой воды. Некоторые более старые сланцевые породы, которые испытали высокую степень диагенезиса, содержат только хлорит и иллит как глинистые компоненты.. Большинство этих сланцев относительно неактивны, но некоторые из них могут гидратироваться и осыпаться.

§ Каолинитовая глина менее активна, чем другие глинистые минералы. Их базовая структура состоит из чередующихся слоёв кремнезёма и глинозёма. Размер кристаллов каолинита обычно больше, чем размер кристаллов смектита или иллита, и он имеет намного меньшую удельную поверхность, катионообменную ёмкость и способность адсорбировать воду. Каолинитовая глина может диспергировать в буровых растворах на водной основе.

Типы глин, присутствующих в породе пласта, определяют, используя рентгено- дифракционный анализ. Рентгеноструктурный анализ измеряет расстояние между плоскостями атомов кристаллической решётки вещества. Для распространённых типов глин, следующая таблица даёт толщину единичных слоёв в ангстремах (А^о или 10^-8см):

 

Глина	Толщина слоя (Ао)
Натрий-смектит
Калий-смектит
Кальций-смектит
Смектит, обработанный этиленгликолем
Хлорит
Иллит
Каолинит

 

Следует заметить, что толщина слоя смектитовых глин зависит от типа иона. Один из классических методов идентификации смектита, если имеются некоторые сомнения в его присутствии, обработка глины этиленгликолем и определение после этого толщины слоя, которое должно достичь величины 17 ангстрем.

Обратитесь к главе «Химия глин» для дополнительной информации по механизмам, включённым в основу изменения и набухания глин или диспергирования.

 

Напряжения Земной коры.

 

Это важно для понимания отношения напряжений земной коры для оценки нестабильности ствола скважины. Горное давление, поровое давление и тектонические силы, описанные ниже, все вносят свой вклад в нестабильность, которая имеет место, когда ствол бурится в подземных условиях.

Горное давление.

Горная нагрузка – это объём и вес всех пластов и жидкостей выше данного пласта. Общее напряжение, устанавливающееся при горной нагрузке, которой подвергается подземный пласт, называется геостатическим, литостатическим или общим горным давлением.(Р_о). Оно может быть рассчитано из следующего выражения:

Р_о = ρ х Н_в,

Где ρ – средневзвешенная плотность отложений,

Н_в – общая глубина залегания пласта по вертикали.

 

Горное давление (Р_о) эквивалентно общему давлению из веса отложений Р_от плюс давления от веса жидкостей Р_ж,, которое существует над отдельным пластом и которое должно быть поддерживаемо пластом или Р_о = Р_от + Р _ж. Для английских единиц горное давление может быть рассчитано при помощи следующего уравнения:

Р_о (ф/кв.дюйм) = 0,052 х ρ(фунт/гал) х Н_в (фут)

Где фактор пересчёта единиц 0,052 – это 12 дюймов/фут – 231 дюйм³/гал.

Отношение давление /глубина как правило, упоминается как термин «градиент», который есть не что иное, как давление, делённое на глубину. Градиент горного давления (Р_ог) может быть рассчитан так:

Р_ог фунт/кв.дюйм/фут = 0,052 х ρ(фунт/гал)

Так как средневзвешенные плотности отложений меняются в зависимости от расположения и глубины залегания, вследствие уплотнения, средневзвешенную плотность обычно берут как 144 фунт /куб фут (19,25 фунт/гал или 2,3 г/см³, поэтому геостатический или градиент горного давления равен 1 фунт/кв.дюйм/фут (0,23 кг/см²,м).

Средневзвешенные плотности отложений более точно получают из замеров плотности пород. Эти измерения не всегда доступны, но градиент может быть рассчитан. Средний геостатический градиент проектируемый для глубин в Мексиканском заливе ближе к 0,83 ф/кв.дюйм/фут (около 16 фунт /гал) ближе к поверхности, и 1,0 ф/кв\дюйм/фут (около 20 фунт/гал) ближе к глубине 20000 фут.) Если градиент горного давления не известен, принимается, что он равен 1 фунт/кв\дюйм/фут или используется известные величины по ближайшим скважинам..

 

Ориентация напряжений.

Горное давление вызывает вертикальное напряжение на пласт с результирующими поверхностными горизонтальными напряжениями, зависящими от механических свойств пород. Подземные напряжения превращаются в ориентацию (направление) трёх главных плоскостей напряжений в трёхмерном пространстве, которые все перпендикулярны друг другу (см.рис.2) Имеются (1) максимальное главное напряжение (σ_мах),(2) промежуточное главное напряжение (σ_инт),и (3)минимальное главное напряжение (σ_мин).

 

Рис.2. Ориентация главных напряжений.

Градиент гидроразрыва по существу эквивалентен минимальному главному напряжению. В условиях нетектонических напряжений максимальное напряжение в вертикальном направлении (σ_z) действует благодаря горному давлению., а промежуточное и минимальное напряжения (σ_х и σ_у) в горизонтальной плоскости и равны между собой.

Когда скважина отклоняется от вертикали, эти напряжения имеет тенденцию делать ствол скважины менее стабильным. и в общем требуется больший вес раствора, в зависимости от прочности породы. Чтобы оценить напряжение в наклонно направленной скважине, полезно превратить главные напряжения в различные ориентации так, чтобы они были радиальны (σ_R), тангенциальны (σ_Т), и аксиальны (σ_А) по отношению к траектории скважины, как это показано на рис.3.

 

 

Рис.3.Ориентация напряжений в наклонно-направленной скважине.

 

Используя эту ориентацию, механическая стабильность пласта может быть рассчитана для данных условий с использованием компьютерной программы Эм-Ай для расчёта напряжений. Как показано на рис.4., может быть сделан график воздействия гидростатического давления на общее дифференциальное напряжение (тангенциальное минус радиальное) породы. Различные радиальные углы вокруг ствола скважины показаны для одной стороны от 0⁰ до нижней точки (90⁰) и для другой стороны ствола (от 180⁰). Если дифференциальное напряжение меньше, чем предел прочности на разрыв (показано как отрицательное число), будет иметь место разрушение при растяжении или гидроразрыв пласта.. Если вес раствора меньше, чем градиент гидроразрыва, гидроразрыв или разрушение пласта будет глохнуть вблизи ствола скважины. Если вес раствора превышает градиент гидроразрыва, будет иметь место потеря циркуляции. Если дифференциальное напряжение больше, чем предел прочности породы на сжатие, будет иметь место растрескивание и разрушение (обвал) ствола скважины или пластическое внедрение (интрузия)(соль).

 

 

Рис.4.Дифференциальное напряжение в наклонно-направленной скважине.

 

Однажды выполнив этот анализ, может быть рассчитан диапазон безопасного оперирования для плотностей бурового раствора для различных углов и поровых давлений в бурящейся скважине. Результирующее окно стабильной работы для плотностей бурового раствора будет значительно меньше, чем если бы это была вертикальная скважина, как показано на рис.5.

 

 

 

Рис.5. Диапазон плотностей бурового раствора, обеспечивающий стабильность ствола горизонтальной и вертикальной скважин.

 

Тектонические силы.

 

Тектонические напряжения есть напряжения, которые деформируют материалы пород в природе. Региональные контакты и движения земных кристаллических плит и другие геологические силы вызывают эти напряжения. Тектонические силы вызывают два вида горизонтальных напряжений, имеющих различные величины.. Складки и разломы - результат действия тектонических сил. Сжимающие тектонические напряжения будут приводить к проблемам вследствие сжатия, где хрупкие породы могут растрескиваться в ствол скважины или пластичные пласты подобные соли будут выдавливаться в ствол скважины, перекрывая его. Растягивающие тектонические напряжения будут вызывать проблемы, когда пласты будут разрываться вследствие напряжённого состояния, приводя в итоге к потере циркуляции.

Складчатый пояс горных регионов создавался путём действия региональных тектонических сил сжатия. Складчатый пояс состоит из антиклиналей и синклиналей, сформированных путём тектонического сжатия (максимальное напряжение) в направлении, перпендикулярном к оси складок.(или сталкивающимся кристаллическим платформам). Как максимальное, так и минимальное напряжения обычно находятся в горизонтальной плоскости с промежуточными напряжениями более характерными для вертикали.

Растягивающие тектонические силы ответственны за разломообразование в бассейновых и типично горных регионах. Минимальное горизонтальное напряжение перпендикулярно к трассе разлома (или отступающей кристаллической платформе.) в то время, как промежуточные главные напряжения параллельны к трассе разлома с максимальным главным напряжением в вертикальном направлении.

Поблизости от солевых структур, таких как купола и пласты, напряжения модифицируются восходящей интрузией и миграцией соли через породу. Это затрудняет оценку, как солевая структура изменяет поле напряжений в естественном состоянии. Более высокие плотности бурового раствора зачастую необходимы для обеспечения стабильности ствола скважины. Потеря циркуляции и проблемы с контролем ствола скважины часто испытываются на практике в этих комплексных условиях вследствие близости структур, имеющих очень маленькую сопротивляемость к разрыву.

 

Напряжённые сланцы.

 

Плотность буровых растворов обычно увеличивают для контроля поступления газа и жидкостей в скважину. Если пласты напряжены вследствие тектонических сил, тогда вес бурового раствора может быть необходим для предотвращения нестабильности ствола скважины.

Сланцы этого типа могут быть описаны как сланцы, которые не гидратируются значительно, но осыпаются в ствол скважины, когда вскрываются при бурении. Эти сланцы находятся в регионах, где структурные или тектонические движения имеют место(процессы при которых земные платформы деформируются, производя континенты, океаны, горы и т.д.). Сланцы могут значительно отклоняться от горизонтали в крутопадающих плоскостях напластования. Силы могут действовать на пласты, которые, когда ослабевают, заставляют сланцы падать в ствол скважины. Проблема может дальше усугубляться, если плоскости напластования становятся влажными при контакте с водой или нефтью, как будет обсуждено позже. The Atoka & Springer сланцы средней части континента - примеры этого типа сланцев.

Пластовые напряжения, вызываемые диастрофическими движениями или тектоническими напряжениями, делают эти сланцы уязвимыми к осыпанию. В добавок, природные материалы, цементирующие эти сланцы, могут быть относительно слабыми.

Некоторые напряжённые сланцы не могут полностью контролироваться плотностью раствора потому,что могут иметь место потери циркуляции и другие проблемы. Для этих ситуаций, всегда будет тенденция для некоторых сланцев осыпаться в ствол скважины. Порой наилучшим методом будет рассматривать проблему сиптоматически с улучшением очистки ствола и пытаться относится толерантно к проблеме без допущения существенных проблем при бурении.

Чтобы улучшить очистку ствола, должны использоваться системы буровых растворов, разжижающихся при высоких скоростях сдвига с низкими значениями величины «n» и высоким хрупким статические напряжением сдвига, в добавок поддерживать хорошие фильтрационные характеристики и низкие значения водоотдачи.. Низкие значения «n» будут помогать предотвращать осыпания под напряжением путём поддержания ламинарного профиля течения и будет помогать очищать ствол скважины. Высокие значения СНС будут удерживать во взвешенном состоянии сланцы, которые осыпаются, когда бурильный инструмент извлекается из скважины. Это будет предохранять сланцы от падения вниз по стволу скважины и образования шламовых пробок.. В этой1 ситуации. часто лучше не промывать и не прорабатывать беспокоящий участок ствола если нет особой необходимости. Оставление интервала ненарушенным будет позволять гелировать раствору и оставлять в покое взвешенные осыпавшиеся сланцы в кавернах. Однажды нарушенные эти зоны будут обычно становится более проблемными, которые будут сохраняться некоторый период времени.

Обычно проблемы с нестабильностью ствола скважины могут встречаться во время бурения в тектонически активных регионах. Обычные оперативные отклики могут быть совершенно неподходящими, если физический механизм ухудшения состояния ствола скважины не понят надлежащим образом. Когда бурение ведётся в областях, которые проявляют необычные тектонические признаки, обычный подход для определения плотности бурового раствора и градиента гидроразрыва должен быть изменён к более механическим критериям и нельзя доверять определениям порового давления, таким как газопоказания в буровом растворе. Итак, ухитриться сосуществовать с некоторой нестабильностью ствола может быть более необходимо, чем пытаться излечить условия полностью.

Опыт бурения в таких областях привёл к следующим наблюдениям:

· Тектоническая нестабильность – чисто механическа и не относится к химической несовместимости(или объясняется ею).

· Механическая нестабильность относится к разрушению слабых, часто трещиноватых или падающих пластов, вызывается их напряжённым состоянием.

· Гидроразрыв пласта вызывает потерю циркуляции и нестабильность ствола скважины, когда давления раствора приближаются к величине минимального напряжения.

· Разрушение ствола и обвал будет иметь место, когда давления раствора слишком низкие для поддержания породы ниже её предела прочности на сжатие.

· Ориентирование траектории скважины с учётом тектонических сил может помочь ослабить проблемы.

· Передача давления и вторжение раствора вдали от ствола скважины может дестабилизировать ствол.

· Плохая практика бурения может способствовать дестабилизации ствола, в то время, как богатая буровая практика может помочь выносить некоторую нестабильность.

· Тесное общение и коллективная работа имеют решающее значение для рентабельных и своевременных решений.

 

Некоторые рекомендации:

· Наблюдать за поведением ствола и виброситами для выявления нестабильности и необходимости улучшить очистку ствола для ослабления симптомов нестабильности (осыпание и образование пробок).

· Использовать быстро, но спокойно технологии бурения для уменьшения времени экспозиции и минимизации механических воздействий.

· Выбрать глубины спуска обсадной колонны для изоляции проблемных интервалов.

· Минимизировать расширки скважины для уменьшения механических воздействий если нет особой необходимости.

Термические различия между течением охлаждённого раствора и нагретыми пластом может также быть причиной напряжённого состояния ствола и его нестабильности. Это не общая проблема, но должна рассматриваться, когда оценивается разрушение ствола в высокотемпературных скважинах.

 

Сжатые сланцы.

Плотности раствора обычно увеличивают для контроля поступления газа или жидкостей в скважину. Если пласт непроницаемый вместе с непроницаемыми вмещающими пластами, подобно массиву сланцев или солевому телу, тогда может быть затруднительно идентифицировать увеличение в давлении вследствие недостатка подземного(связанного) газа или поступления поровых жидкостей.

Осложнённые сланцы ассоциируются с геологическими давлениями, которые обычно ограничиваются географически регионами более современной геологии, обычно постмеловым временем. Сланцы этого типа – нормальный массив, но не гомогенный. Они в основном морские сланцы и являются нефтематеринской породой для нефти и газа. Одно это может логически объясняет существование давления в сланцевых массивах. В течение геологического времени, изменения уровня моря, такие, как те, которые имели место в ледниковые и межледниковые периоды, могут объяснить локализованные отложения чуждых осадков в больших седиментационных бассейнах.. Такие климатические изменения были бы достаточны для обеспечения развития песчаных отмелей близ берега, которые в более позднее геологическое время могли стать изолированными, песчаными, проницаемыми линзами в противоположном по природе массиве сланцев.

По прошествии геологического времени илистые и глинистые отложения сжимались и становились компактными вследствие растущих масс горного давления. В процессе сдавливания, жидкости в пределах сланцев вытеснялись из них и мигрировали в более пористые и проницаемы песчаные линзы. Песчаные линзы как пористые, так и проницаемые и не сжимались или агрегировались до некоторой степени. Некоторые жидкости, входящие в эти линзы, ими улавливаются и полностью изолируются окружающими сланцами, как это показано на рис. 7. В ходе течения геологического времени, поровое пространство будет полностью заполняться, и жидкости, которые уловлены, могут достичь давления, эквивалентного горному.

Не может быть проявления высокого давления или поступления газа или жидкости в скважину, если отсутствуют проницаемые пласты.

 

Рис.7. Сжатые сланцы.

 

Плотность раствора обычно не увеличивают без индикации увеличенного давления, в результате гидростатическое давление столба бурового раствора будет много меньше, чем давление сжатых сланцев. Эта разница давлений будет пытаться ослабить само себя вдоль пути наименьшего сопротивления. Вероятно, это будет делаться вдоль плоскостей напластования, отделяющих пески и сланцы., вызывая отслаивание сланцев и падение в ствол скважины. Сланцы, этим ослабленные, будут продолжать осыпаться до тех пор, пока вес раствора не увеличится до точки, где гидростатическое давление уравновесит давление в сланцах.

Другие сжатые сланцы могут действительно содержать газ. Это часто относится как газоносные сланцы или газовые пласты с малым объёмом и высоким давлением. Стабильность ствола скважины не может подвергаться риску, завися от прочности породы, и причина проблем будет очевидна при газосодержащем буровом растворе. Может не быть необходимости в увеличении плотности раствора до точки, где сланцы и газ сдерживаются одновременно, так как это может привести к потере циркуляции, но достаточно будет увеличить до точки, где пласты не будут осыпаться.

Решение такой проблемы сланцев сравнительно простое, так как увеличение плотности раствора создаёт достаточное гидростатическое давление для сдерживания пластового давления. Кроме увеличения плотности, имеются другие методы, которые помогают в контролировании проблемы путём минимизации дальнейшего снижения гидростатического давления.: (1)Сохранять ствол скважины всегда заполненным раствором, особенно во время подъёма инструмента. Это сохраняет гидростатическое давление на самой высокой отметке во всех случаях.. (2) Низкая вязкость, низкий СНС раствора будут помогать в предотвращении свабирования. Тонкая настенная корка, обеспечиваемая пониженной фильтрацией, будет также обходить свабирование в стволе скважины. (3) Поднимать медленно через участок, дающий проблемы.

 

 

Пластическое течение.

 

Деформация ствола скважины и его сужение могут иметь место в пластически деформируемых породах подобных соли. Соль – материал, который будет течь(ползти) под давлением выдавливаются в ствол скважины, являясь причиной суженного ствола или возможного перекрытия ствола или прихвата бурильного инструмента. Соль пластична и передаёт в большей степени горное давление в горизонтальных направлениях, так как три напряжения равноценны. Соль более пластична при высоких температурах, свыше 225⁰Ф (107 ⁰С). Сползание соли – большая проблема для глубоких солевых пластов ниже 10000 футов (3050 м). Рис.8. показывает необходимые плотности бурового раствора для контроля пластичного течения соли для заданных глубин и температур.

 

Рис. 8. Плотности бурового раствора, необходимые для контроля солевого сползания (менее 0.1 % за час)

 

 

Во многих частях мира, солевые пласты бурятся с пониженной плотностью бурового раствора, чем это требуется для предотвращения сползания соли, но с использованием ненасыщенных солью буровых растворов, которые допускают растворение для предотвращения сужения ствола скважины. Это более приемлемо в мелководных и промежуточных солевых пластах с температурами ниже 107 ⁰С.

«Мягкие сланцы» и глины с высоким содержанием воды также деформируются пластически вследствие недостаточной плотности бурового раствора, вызывая сужение ствола и свабирование при подъёмах. Во время их часто действует комбинация факторов, которые вызывают сужение ствола, включая такие, как набухание и толщина фильтрационной корки, увеличение плотности раствора обычно смягчает сужение ствола и симптомы свабирования в «мягких сланцах» и глиноподобных пластах.

 

Химические взаимодействия.

Водочувствительные сланцы.

 

Нестабильность ствола скважины и его расширение также приписывается химии буровых растворов на водной основе и их воздействию на сланцы. Многочисленные классификационные системы придумывались, чтобы попытаться ранжировать сланцы в соответствии с их активностью. Эти схемы обычно приписывают букву или номер каждой категории сланцев в соответствии с их активностью. Более часто, водочувствительные или гидратирующиеся сланцы содержат высокие концентрации монтмориллонитовых глин. Следовательно, систематизирующие системы обычно используют содержание монтмориллонита как главный показатель активности с растворами на водной основе. Другие используемые показатели - катионообменная ёмкость, общее содержание глины, содержание воды, площадь поверхности и твёрдость. Даже сланцы, содержащие глины, которые гидратируются меньше, такие, как иллито-, хлорито-, каолинито-подобные сланцы, имеют предрасположенность до некоторой степени к взаимодействию с растворами на водной основе. «Эм-Ай» не использует какой-либо единственной классификационной системы сланцев, так как ни одна испытанная система не является универсально применимой для всех регионов мира.

Гидратация водой - одна из наиболее существенных причин нестабильности ствола скважины. Гидратация принимает две формы в водо- чувствительных сланцах: поверхностная и осмотическая адсорбция. Поверхностная гидратация имеет место, когда малый объём воды прочно адсорбируется на плоской поверхности глин, которыё вызывает слабое смягчение или набухание, но может приводить к интенсивным напряжениям, если набухание ограничено пространственно. Осмотическое набухание имеет место, когда большой объём слабо удерживаемой воды притягивается к глинистой поверхности за счёт электростатических сил. Осмотическое набухание вызывает смягчение и существенное набухание, когда смежные слои глин гидратируются водой и расширяются. Осмотическое набухание не генерирует интенсивных напряжений, даже когда они пространственно ограничены, и может быть существенно снижено, если использовать растворы с низкой солевой активностью.

Сланцы, которые содержат монтмориллонит, могут адсорбировать воду из буровых растворов и гидратироваться или дис