苏义脑　陈　烨　闫　铁　孙晓峰　王丽敏　王克林

1.东北石油大学石油工程学院　2.中国石油大庆油田有限责任公司第四采油厂地质大队3.中国石油塔里木油田公司油气工程研究院



气体钻井钻头泥包风险预测及影响因素研究

苏义脑1陈烨1闫铁1孙晓峰1王丽敏2王克林3

1.东北石油大学石油工程学院2.中国石油大庆油田有限责任公司第四采油厂地质大队3.中国石油塔里木油田公司油气工程研究院

苏义脑等.气体钻井钻头泥包风险预测及影响因素研究.天然气工业，2016,36(6):60-65.

摘要为深入研究气体钻井过程中地层出水后的岩屑运移情况、避免或减少钻头泥包风险、指导气体钻井的顺利实施，在分析出水量预测模型的基础上，引入工程岩土学中的稠度指标，将黏土的黏着界限作为泥包的临界条件，对地层出水后的泥包情况进行数学建模，利用编制的计算机程序对所建模型进行求解计算，并对计算结果进行分析，预测泥包风险；然后对影响钻头泥包的岩性、钻头表面性质及钻井参数等因素进行分析。结果表明：①所建模型能够预测地层出水后形成泥包的时间，并以泥包时间为指标对钻头泥包风险进行预测，进行风险评级；②岩性及钻头表面性质对钻头泥包影响很大；③钻头泥包风险随着机械钻速、井口回压、井深和井径扩大率等的增加而降低。结论认为：从钻遇水层到钻头形成泥包，时间非常短暂，基本在数十分钟之内就会发生井下事故。因此，现场操作过程中，一定要提前做好对出水层的预测和转换钻井方式的准备工作；发生水侵后也可根据数值模拟结果采取适当的措施延缓发生钻头泥包的时间。

关键词气体钻井水侵钻具黏卡稠度黏着界限钻头泥包风险预测数学模型

气体钻井过程中地层出水容易造成井壁失稳、岩屑聚并，严重时甚至黏附井壁，泥包钻头，造成严重的井下事故[1-2]，严重影响气体钻井的顺利实施。为了更好地指导气体钻井现场施工，避免事故的频繁发生，前人主要对地层出水后的井底状况、岩屑状况、流型分布等进行了定性分析，以及对地层水侵后的岩屑运移机理、钻具黏卡机理、携水机理等进行了研究[3-9]，而定量研究钻头泥包风险的则较少。笔者通过引入工程岩土学中的稠度指标，将黏着界限作为泥包的临界条件，建立了能够定量分析泥包风险的数学模型，并通过C++语言进行编程求解计算，而后根据求解所得的泥包时间来分析发生泥包钻头的风险，并对影响钻头泥包的岩性、钻头表面性质及钻井参数等因素进行分析，得出的结论对现场气体钻井地层出水后的井底状况、钻具黏卡以及泥包风险的预测以及所采取的防治措施具有一定的指导意义。

1　钻头泥包时间数学模型

1.1泥包时间模型建立

工程岩土学和工程地质学[10]中对于黏性土的水理性质都有着明确的描述，所谓土的水理性质即指土粒与水相互作用而表现出的性质，是由土中所含的水在量与质方面发生变化而产生和引起的。黏性土含水量多少不同，土粒与水相互作用表现出不同特性，土粒间连结强度或相对活动难易程度显著不同，黏性土则表现为不同的物理状态，处于不同的稠度。含水量很少，呈固态及半固态稠度时，土粒间连结较牢固，土质坚硬，力学强度较高，不能揉塑变形。含水量增加到一定程度后，土变为可塑状态或塑态稠度，土粒间连接减弱，在外力作用下容易变形，且可揉塑成任意形状而不破裂。含水量很大时，土变为流动状态和流态稠度后，土粒间连结极弱。随着含水量的变化，黏性土由一种稠度状态转变为另一种稠度状态，相应转变点的含水量，即界限含水量，也称为稠度界限。黏性土稠度状态较为详细的划分与相应的稠度界限如表1所示。

表1　黏性土的各种稠度状态与稠度界限表

黏性土稠度状态的变化是由于土中含水量的增加或减少而引起的。由稠度指标可知当黏性土含水率处于塑限和液限之间时黏性土处于可塑状态（图1），此时具有塑性体性质，可塑成任意形状，当含水率进一步增加达到黏着界限后，能黏着于其他物体上，不具有流动性。因此可将其引用到气体钻井中，将其作为钻头泥包的临界条件。

图1　不同含水量情况下黏土状态示意图

应用到气体钻井中，可知当黏性土处于固体状态和半固体状态时，气体能够将岩屑颗粒带离井底，当钻遇水层后，在压差的驱动作用下，地层水将侵入井筒，随着钻头的持续钻进，水侵量越来越大，岩屑逐渐被润湿，含水量增加，当岩屑的含水率达到塑限进入可塑状态时，岩屑间开始发生聚并黏结。此时，气体已经只能将聚集成团的岩屑向上带一段距离，大尺寸岩屑团会沉降，重新落到井底，当岩屑和水达到特定的比例时，润湿的岩屑甚至开始黏附在钻具与井壁表面，形成泥饼环，井眼环空进一步减小，由于大尺寸岩屑团的继续沉降，岩屑团进一步聚集膨胀，井眼被堵卡，钻头几乎被全包，发生严重的井下事故。

笔者采用Guo模型[11]进行井底压力的计算，以H0为出水层顶界面处深度，以钻到水层顶界面时刻为零时刻，则水层顶界面的压力为：

式中pwf(0)表示水层顶界面的压力，Pa；pat表示钻井作业出口处在环空顶部的压力，Pa；aa表示中间参数；ba表示中间参数；H0表示水层顶界面的深度，m；Tav表示气体平均温度，K；

基于达西稳定渗流机理，采用渗流力学中的平面径向流模型，结合气体钻井井底压力计算公式，建立地层出水量预测模型[12-15]，能够计算对应时间的出水量：

式中Q表示出水量，m3；pe表示供给压力，Pa；k表示渗透率，D；v表示机械钻速，m/h；t表示进入水层的时间，h；μ表示液体的黏度，Pa·s；re表示供给半径，m；rw表示井眼半径，m。

达到稳态后[16]，井筒内的岩屑量为：

则地层出水后的含水率为：

当岩屑含水率刚刚大于黏着界限ωN时即可认为岩屑间发生明显的黏结，聚集成团，有部分润湿的岩屑甚至开始在钻头、钻柱和井壁上黏附，形成泥包。则钻遇水层后，形成泥包的时间为：

式（3）～（5）当中QS表示岩屑量，m3；Dbit表示钻头直径，m；t0表示第一粒钻屑返到井口的时间，h；ωi表示天然含水率；ωN表示黏着界限；t表示泥包所需时间，h。

1.2模型求解

根据建立的气体钻井地层出水钻头泥包时间模型，首先进行环空井底压力计算，具体措施为：根据井身结构将整个井分为若干段，根据井口回压计算第一个微分井段的摩擦损耗及该段的岩屑上返速度和井底压力，而后根据第一个微分井段的井底压力，计算第二个微分井段的摩擦损耗和井底压力，得到该段的岩屑上返速度，依次分层迭代直至计算至井底得出该井的井底压力及各段岩屑上返速度。而后由各段岩屑的上返速度计算出第一颗岩屑返回井口的时间，然后将时间和最终的井底压力即水层顶界面的压力代入泥包钻头定量风险模型中，得出最终的泥包时间（图2）。

图2　钻头泥包时间数学模型计算流程图

2　基于泥包时间的钻头泥包风险预测

根据上述建立的钻头泥包时间数学模型，以泥包时间为指示参数来预测气体钻井地层出水后的钻头泥包风险，其主体框架如下（图3）。

图3　钻头泥包风险预测流程图

根据井位构造图、地震反射剖面图及相邻工区、相邻井的岩性柱状图等资料，预计本井的出水层；

取得出水层层位相关井深，含水性质等信息；

通过建立的钻头泥包时间数学模型，利用计算机进行计算；得出该条件下进行气体钻井钻遇水层后发生钻头泥包所需的时间；

预测该地区实行气体钻井发生钻头泥包的风险，得到预警提示。

根据研究，井下作业发生钻头泥包事故大多为不可逆的[17]，一旦发生，很难补救，而根据泥包时间可以提前判断钻头泥包的风险大小，这里以泥包时间长短为指标将泥包风险分为极易发生、易发生和不易发生3个等级，如表2所示。

表2　钻头泥包风险评估预测表

泥包发生时间太短，就必须在钻遇水层之前就进行转换钻井方式作业，否则钻遇水层后会在极短时间内发生钻头泥包，造成严重井下事故；泥包时间大于1min小于10min时，说明泥包易发生，此时可以利用具有一定承压能力和带正电的堵水剂封堵出水层；如果泥包时间在10min以上，说明当前情况下，泥包不易发生，可以考虑在钻遇水层前后提高排量，将地层水和岩屑及时带离井底，同时注意送钻均匀，不要过于加大钻压，也可根据下文因素分析结果采取相应措施，然后密切观察效果。

3　影响因素分析

3.1岩性对钻头泥包的影响

钻头泥包的影响因素中，岩性属于不可控因素，但岩性又是影响钻头泥包的根本性因素，不同岩性、不同矿物组成其亲水性不同，因而达到塑性状态所需的时间不同，而钻头泥包快慢和泥包程度主要受塑性及黏附性能的影响。一般而言，泥岩和黏土岩等含黏土矿物较多的岩石，遇水后更易水化分散膨胀，黏附性能更强，也更容易吸附于钻头表面导致钻头泥包事故，而随着砂含量的逐渐增多，砂泥比（S/M）的增大，表现为较高的强度和抗压入硬度，岩石不易切削，岩屑减少，切削方式也由塑性切削转变为脆性剪切，形成的岩屑更加细小，而且砂含量增多，岩屑润湿困难，无法遇水膨胀聚集，黏附于钻头上形成钻头泥包（图4）。但需要注意的是砂含量较少时，反而会增强岩石的塑性，因而更易泥包。

图4　岩性对钻头泥包时间的影响示意图

3.2钻头表面性质对钻头泥包的影响

泥包主要发生在钻头上，因而钻头表面性质甚至形状都对钻头泥包有重要影响，一般而言，普通钻头表面含有较多的镍铜，含有较强的正电势，如果不进行处理，对水中的负电势及岩屑均有吸附作用，很容易形成泥包。但是如果通过对钻头进行表面渗氮处理，处理后的钻头表面由原来的正电势变为负电势，钻头表面就会排斥侵入井筒内地层水中的电负性离子，从而使水分子移动到带电金属表面，在钻头表面形成一层润滑层，进而使钻屑不易在钻头表面黏附，阻止泥包产生。另外通过加入泥岩清洁剂等在钻头表面形成油膜，从而将钻头润湿性由亲水改为亲油，同样可以达到阻止泥包产生的效果。

3.3钻井参数等因素对钻头泥包时间的影响

通过计算得出的数据进行数值模拟分析得到了机械钻速，井口回压、井深变化及井径扩大率等因素的变化对钻头泥包时间的影响规律。

3.3.1机械钻速对钻头泥包时间的影响

图5　机械钻速对钻头泥包时间的影响图

机械钻速对泥包时间的影响呈线性关系。如图5所示，随着机械钻速的不断增加，形成泥包的时间逐渐增大，表明发生钻头泥包的风险逐渐降低。对于不同井深，机械钻速相同时，在井深较大处钻遇水层形成泥包所需时间较长，因而发生钻头泥包的风险也较低。这是因为机械钻速越大，同一时间内产生的岩屑量越大，在相同出水量的情况下，岩屑难以在短时间内被润湿，达到塑性状态。另一方面，岩屑含量的增加也会造成多相流密度的增大，进而增大井底压力，进一步减小地层压力和井底压力之间的压差，减少地层水的侵入量，从而增大钻头泥包的时间，进而降低了钻头发生泥包的风险。

3.3.2井口回压对钻头泥包时间的影响

如图6所示，井口回压的增大会使形成泥包的时间增大，表明发生钻头泥包的风险降低，且井口回压越大，增幅越大，当保持井口回压恒定时，增大井深，会使得形成泥包所需时间增大，发生泥包的风险降低。这是因为井口回压越大，井底压力越大，地层压力与井底压力之间的压差减小，水侵速度变小，同一时间进入井眼的水侵量减小，而且井口回压较小时，井底压力增加平缓，当井口回压逐渐增大时，井底压力急剧增加，从而导致井底压差急剧降低，水侵速度急剧减小，使得进入井筒的地层水减少，因此需要更长时间才能润湿岩屑使其达到黏着界限，从而使得发生钻头泥包的时间大幅增加。另一方面，井口回压越大，岩屑运移速度减小，同一机械钻速下，产生岩屑速度相同，导致有更多岩屑留存在井筒内，进一步减弱了地层水对岩屑的润湿，也进一步增大了井底压力，降低了井底压差，从而使得形成钻头泥包所需时间逐渐增大，且增大幅度越来越大，进而降低了钻头发生泥包的风险。

图6　井口回压对钻头泥包时间的影响图

3.3.3井深变化对钻头泥包时间的影响

钻头泥包所需时间随井深的增大而增大，如图7所示，钻头发生泥包的风险随着井深的增加而降低，同一井深下井口回压越大，钻头泥包所需时间越大，钻头泥包风险越小。这是因为，随着井深的增加，环空摩擦损耗增加，井底压力随之增大，井底压力增加后又会进一步减小与地层压力之间的压力差，从而减少水侵速度，使得进入井筒的地层水减小，难以在短时间内润湿岩屑使其达到黏着界限，具有黏着性，从而增大泥包时间，降低了泥包和黏卡风险。

图7　井深变化对钻头泥包时间的影响图

3.3.4井径扩大率对钻头泥包时间的影响

钻头泥包时间随着井径扩大率的增大而增大，如图8所示。

图8　钻头泥包时间与井径扩大率关系图

从图8中可看出，泥包钻头的风险则随之降低，且当井径扩大率较小时钻头发生泥包所需时间增加平缓，井径扩大率较大时形成泥包的时间开始大幅增加。这是因为，井径扩大率增大，环空截面积变大，相同的注气量下，气体流速降低，导致岩屑向上运移速度减小，同一机械钻速下，留存在井筒内的岩屑量增加，进入井筒内的地层水难以在短时间内润湿岩屑使其达到塑性状态，获得黏着性，因而使得形成泥包的时间增大。而且随着井径扩大率的增加，留存在井筒内的岩屑量增加越来越快，最终导致泥包所需时间随着井径扩大率的增加而增大，且增大幅度越来越快，进而降低了钻头泥包风险。

4　结论

1）基于达西稳定渗流机理，引入工程岩土学中的稠度指标，针对气体钻井地层出水后的井底情况，建立了以泥包时间为基础的风险预测模型，能够对由于地层水侵而引发的钻头泥包风险进行分析预测。

2）气体钻井过程中，地层出水后，岩性，钻头表面性质、机械钻速、井口回压、井深变化和井径扩大等因素都会造成形成泥包时间的变化。泥包时间随着机械钻速、井口回压、井深变化和井径扩大率的增大而增大。而且，岩性、钻头表面性质、井口回压值和井径扩大率对地层水侵后形成泥包的时间影响很大。

3） 计算结果表明，从钻遇水层到钻头形成泥包，时间非常短暂，基本在数十分钟之内就会发生井下事故。因此，现场操作过程中，一定要提前做好出水层的预测和转换钻井方式的准备工作。发生水侵后也可根据数值模拟结果采取适当的措施延缓发生钻头泥包的时间。

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(修改回稿日期2016-03-16编辑凌忠)

Risk prediction of bit balling in gas drilling and its infuential factors

Su Yinao1,Chen Ye1,Yan Tie1,Sun Xiaofeng1,Wang Limin2,Wang Kelin3
(1.College of Petroleum Engineering， Northeast Petroleum University， Daqing， Heilongjiang 163318， China; 2.Geological Brigade of the No.4 Oil Production Plant， PetroChina Daqing Oilfield Company， Daqing， Heilongjiang 163511，China; 3.Oil and Gas Engineering Research Institute， PetroChina Tarim Oilfield Company， Korla， Xinjiang 841000，China)

NATUR.GAS IND.VOLUME 36,ISSUE 6,pp.60-65,6/25/2016.(ISSN 1000-0976; In Chinese)

Abstract:In order to avoid or reduce the risk of bit balling and provide the guidance for successful gas drilling,it is necessary to study the cuttings migration after water breakthrough in the process of gas drilling.In this paper,therefore,the consistency index of geotechnics was introduced after water influx prediction model was analyzed.The mathematic model for simulating bit balling situations after water breakthrough was established by taking the adhesion limit of clay as the critical condition of bit balling.The model was solved by using the calculation program and the calculation results were analyzed to predict the risk of bit balling.And then,the factors influencing bit balling were analyzed,including lithology,bit surface properties and drilling parameters.It is shown that the forming time of bit balling after water breakthrough can be predicted by using the model established in this paper.Bit balling risk is predicted and assessed with the balling occurrence time as an indicator.Bit balling is greatly influenced by the lithology and the bit surface properties.Furthermore,the risk of bit balling decreases with the increase of ROP (rate of penetration),wellhead back pressure,well depth and hole diameter enlargement rate.It is concluded that the time interval between water breakthrough and bit balling is very short and downhole accidents happen within a few minutes.Therefore,it is necessary to complete aquifer prediction in advance and prepare sufficiently for drilling mode change.Once water breakthrough happens,it is significant to take some appropriate measures to delay the occurrence of bit balling based on the numerical simulation results.

Keywords:Gas drilling; Water influx; Stuck pipe; Consistency; Adhesion limit; Bit balling; Risk profile; Mathematical model

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.06.009

基金项目：国家自然科学基金项目“气体钻井地层—井眼流体—旋转管柱耦合作用下井眼净化机理研究”(51174043)。

作者简介：苏义脑，1949年生，中国工程院院士，博士生导师，博士；主要从事油气井钻井工程技术方面的研究工作。地址：（163318）黑龙江省大庆市高新技术开发区发展路199号。ORCID: 0000-0001-9782-5823。E-mail: suyinaonepu@163.com

通信作者：陈烨，1991年生，硕士研究生；主要从事油气井流体力学方面的研究工作。地址：（163318）黑龙江省大庆市高新技术开发区发展路199号。E-mail: chenyenepu@163.com