Предупреждение поступления в скважину газа и пластовых флюидов осуществляется путем повышения плотности бурового раствора. При бурении непроницаемых пластов, находящихся в окружении непроницаемых пород, таких как массивные отложения сланцевых глин или соли, достаточно трудно определить необходимость повышения плотности, т.к. отсутствует фоновый газ и при наращивании не наблюдается проявления газа или притока пластового флюида. Неустойчивые сланцевые глины с геостатическим давлением географически расположены в зонах более молодых отложений, как правило, постмелового периода. Сланцевые глины данного типа обычно представляют собой массив, но они не однородны. Это, в основном, морские отложения, которые, вероятнее всего, являются ловушками для нефти и газа. Логическим объяснением присутствия давления в подобных отложениях могут быть изменения, связанные с колебаниями уровня моря, схожие с изменениями, происходившими в ледниково-межледниковый период, признаком которых может быть нахождение в больших осадочных бассейнах локализованных чужеродных отложений. В результате подобных климатических изменений в прибрежной зоне формируются наносные песчаные отложения, которые впоследствии могут стать изолированными, проницаемыми линзами песчаника, заключенными в массивных залежах глин. С течением геологического времени глинистые породы и ил уплотняются под действием возрастающей массы вышележащих отложений. В процессе уплотнения флюиды, находящиеся внутри глинистых пород, вытесняются и попадают в более пористые и проницаемые линзы песчаников. Эти линзы остаются пористыми и проницаемыми и не подвергаются уплотнению. Любой флюид, попавший в линзу, улавливается, и полностью изолируется окружающей его глинистой породой, см. рис.18. Со временем поровое пространство полностью заполняется, а давление уловленного флюида приближается к горному давлению. В случае отсутствия проницаемых пластов, признаки высокого давления или притока газа или флюидов в скважину могут не проявляться. Обычно плотность бурового раствора не повышают, пока давление не начнет увеличиваться, что может привести к ситуации, когда гидростатическое давление столба раствора окажется гораздо меньше давления глин. Образовавшееся дифференциальное давление будет стремиться к снижению в направлении наименьшего сопротивления. Полагают, что это может происходить вдоль плоскости напластования, разделяющей пески и глины, в результате чего глины будут отслаиваться и выпадать в скважину. Ослабленные подобным образом глины продолжат осыпаться до того момента, когда будут сбалансированы давление раствора и давление в пласте. Некоторые виды глин, находящиеся под давлением, могут содержать газ. Эти отложения чаще всего являются газосодержащими пластами или породами, находящимися под высоким давлением с небольшим содержанием газа.

Рис. 18 Сланцевые глины, находящиеся под давлением

Проблемы устойчивости ствола возникают не только в результате воздействия высоких напряжений в породе, возможной причиной могут являться газопроявления. Поэтому плотность раствора не обязательно увеличивать до полного вскрытия всей газосодержащей породы, так как это может привести к поглощению раствора. Утяжелить раствор можно до уровня, который не приводит к обрушению породы. Проблемы, связанные с воздействием давления, возникающие при бурении сланцевых глин, решаются довольно просто, т.е. путем увеличения плотности бурового раствора для создания гидростатического давления, способного компенсировать пластовое давление. Кроме увеличения плотности, существуют другие методы контроля: предотвращение дальнейшего понижения гидростатического давления, для чего необходимо:

(1) поддерживать уровень раствора в скважине при подъеме инструмента, постоянно поддерживая подобным образом гидростатическое давление на самом высоком уровне; (2) обеспечить низкую вязкость и низкое СНС раствора, предотвращая свабирование. Тонкая фильтрационная корка на стенках скважины, сформированная за счет низкой фильтрации, также будет способствовать снижению эффекта свабирования; (3) скорость движения бурильной колонны во время спуско-подъемных операций в интервалах осложнений должна поддерживаться на низком уровне.

Пластическое течение

Деформация и сужение ствола скважины может происходить в пластично-текучих породах, таких как соленосные отложения. Под действием давления соли становятся текучими, выдавливаются в ствол скважины, вызывая его сужение, а иногда и полное перекрытие, а также прихват инструмента. Вследствие высокой пластичности соль может полностью передавать вес вышележащих горных пород в горизонтальном направлении, отсюда, значение всех трех напряжений будут равны. Соль становится более пластичной при повышении температуры выше 225° F (107° С). Если при разбуривании солей на небольших глубинах особых затруднений не возникает, то бурение в глубокозалегающих (ниже 10 000 футов [3048 м]) соленосных пластах представляет значительные трудности. На рис. 18 показано, какой плотности должен быть раствор, чтобы с его помощью можно было контролировать пластическое течение солей при известной глубине и температуре залегания.

Рис.18 Плотность раствора, необходимая для контроля оползания солей (<0,1 % час.).

Во многих районах при бурении в соляных отложениях применяются недонасыщенные минерализованные растворы, плотность которых ниже той, что требуется для предотвращения течения солей. При этом состав раствора способствует растворению породы и тем самым препятствует сужению ствола. Данная технология применяется, в основном, при прохождении соленосных пластов неглубокого залегания или промежуточных соляных отложений, находящихся под воздействием температур, не превышающих 225° F (107° C). «Мягкие» глинистые породы и гумбо с высоким содержанием воды также могут подвергаться пластической деформации при недостаточной плотности ис- пользуемой системы раствора, что приводит к сужению ствола и свабированию при подъеме инструмента. Часто сужение ствола происходит под воздействием сразу нескольких факторов, например при одновременном набухании породы и формировании толстой фильтрационной корки; таким образом, увеличение плотности раствора обычно смягчает проявления сужения ствола и поршневого эффекта при бурении в мягких глинах и глинах гумбо.

Химическое взаимодействие

Водочувствительные глины

 Различные формы неустойчивости ствола, возникающие в результате взаимодействия между буровым раствором и глинистыми формациями, обусловлены особенностями химического состава системы и ее воздействия на породу. Неоднократно предпринимались попытки разработать классификацию глин в соответствии со степенью их химической активности. Эти попытки обычно заключались в присвоении каж- дой категории глин цифровых и буквенных обозначений в соответствии со степенью активности данных отложений. Чаще всего, глины, чувствительные к действию воды, преимущественно состоят из монтмориллонита. Следовательно, при разработке классификаций содержание монтмориллонита используется в качестве основного критерия активности глин по отношению к водным растворам. Другими важными критериями являются КОЕ, общее содержание глинистой составляющей, содержание воды, площадь поверхности и твердость. Даже те глины, которые содержатся в породах и гидратируются в гораздо меньшей степени, чем монтмориллонит — такие как иллитовые,

хлоритовые или каолинитовые глины — до некоторой степени подвержены воздействию буровых растворов на водной основе. Компания M-I SWACO не опирается ни на одну из разработанных классификаций глин, поскольку ни одна система раствора не может быть в одинаковой степени эффективной при применении на различных месторождениях с различными геологическими условиями.