岩屑床预防与清除协同的井眼清洁技术

耿浩 ,  张丙中 ,  谢英健 ,  王之昊 ,  田康 ,  杨冬

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (24) :10351-10362

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科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (24) :10351-10362 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2507407
石油、天然气工业

岩屑床预防与清除协同的井眼清洁技术

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Hole Cleaning Technology Coupling Prevention and Removal of Cuttings Bed

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摘要

针对四川盆地J区块侏罗系陆相页岩油水平井钻井中高黏土含量导致的岩屑易破碎、岩屑床堆积严重及摩阻非线性攀升等问题,通过钻井参数优化减少岩屑床形成速率,同时利用清砂接头清除沉积岩屑,形成“预防-清除”闭环,目标将岩屑床厚度控制在井径的5%以内,解决单一技术难以应对的长水平段岩屑床难题。模拟优化了保证岩屑床形成较低的关键钻井参数,并通过正交模拟分析确定了最优钻井参数组合和影响因素的主次关系。通过引入水平段修正因子修正Moore岩屑滑落速度模型,并量化清砂接头最佳安放间距。现场应用表明:J110-8-1H井和J110-8-3H井滑动摩阻降低63%,旋转扭矩下降23%,钻井周期缩短40%。该技术为陆相高黏土地层安全高效钻井提供了理论支撑与工程实践指导。

Abstract

To address the problems of easily broken cuttings, severe cuttings bed accumulation, and non-linear increase in friction caused by high clay content in horizontal well drilling of Jurassic continental shale oil in Block J of the Sichuan Basin, the formation rate of cuttings bed was reduced through optimization of drilling parameters, and deposited cuttings were removed by sand cleaning joints at the same time, forming a “prevention-removal” closed loop. The goal was to control the thickness of the cuttings bed within 5% of the well diameter, so as to solved the problem of cuttings bed in long horizontal sections that was difficult to be handled by a single technology. The key drilling parameters ensuring a low formation of cuttings bed were simulated and optimized, and the optimal combination of drilling parameters and the primary and secondary relationships of influencing factors were determined through orthogonal simulation analysis. By introducing a horizontal section correction factor, the Moore cuttings slip velocity model was modified, and the optimal spacing for cuttings removal tools was quantified. Field applications demonstrate a 63% reduction in sliding friction, a 23% decrease in rotational torque, and a 40% shortening of the drilling cycle in J110-8-1H well and J110-8-3H well. This technology provides theoretical and practical guidance for safe and efficient drilling in continental high-clay formations.

Graphical abstract

关键词

陆相页岩油 / 岩屑床 / 井眼清洁 / 参数优化 / 机械清砂 / 摩阻控制

Key words

continental shale oil / cuttings bed / hole cleaning / parameter optimization / mechanical cuttings removal / friction control

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耿浩, 张丙中, 谢英健, 王之昊, 田康, 杨冬. 岩屑床预防与清除协同的井眼清洁技术[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(24): 10351-10362 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2507407
GENG Hao, ZHANG Bing-zhong, XIE Ying-jian, WANG Zhi-hao, TIAN Kang, YANG Dong. Hole Cleaning Technology Coupling Prevention and Removal of Cuttings Bed[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(24): 10351-10362 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2507407

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在全球能源结构加速向低碳化转型的背景下,非常规油气资源已成为保障能源安全的重要战略接替。据国际能源署(International Energy Agency,IEA)统计,全球页岩油气技术可采储量占油气资源总量的40%以上,而中国陆相页岩油气资源潜力尤为突出,技术可采资源量达2.5×109 t油当量。四川盆地作为中国页岩气勘探开发的核心区域,其陆相页岩油气的开发仍面临显著技术瓶颈。J区块作为四川盆地中部侏罗系陆相页岩油气重点勘探区,储层高黏土含量等复杂地质特征导致钻井过程中岩屑床堆积严重、摩阻扭矩非线性攀升等问题日益突出。
在井眼清洁技术研究方面,Erge等[1]通过数值模拟系统分析了钻柱偏心、旋转及环空堵塞三类关键因素对岩屑运移的耦合影响,明确了钻柱旋转可通过强化环空流体扰动改善岩屑携带效果,但该研究未考虑高黏土岩屑的破碎分散特性,难以直接应用于黏性地层。朱娜等[2]针对复杂工况下大位移井的岩屑运移规律展开研究,通过室内实验与现场试验结合,量化了钻柱转速与岩屑清除效率的正相关关系,强调了动态调整转速对井眼清洁的重要性,但其研究聚焦于常规砂岩地层,未涉及高黏土含量导致的岩屑胶体化沉积问题。Ytrehus等[3]采用响应面法构建了钻井液性能参数优化模型,通过多目标优化实现了携岩效率与流阻控制的平衡,该方法为钻井液体系设计提供了高效工具,但未结合机械清砂工具的协同作用,在长水平段单一依赖钻井液性能优化难以彻底解决岩屑床堆积问题。Gharib等[4]将数字孪生技术应用于钻井液流场模拟,精准捕捉了局部流速变化对岩屑床清除的影响机制,为实时调控钻井参数提供了新路径,但该技术对硬件监测设备要求较高,在现场大规模推广仍受限于成本与技术条件。在模型研究方面,陈烨等[5]充分考虑了水平井环空内岩屑颗粒的随机分布特征,建立了岩屑起动流速计算模型,显著提升了不同粒径岩屑运移预测的准确性,但其模型未计入黏土矿物吸水膨胀导致的岩屑粒径动态变化,在高黏土地层预测误差较大。胡金帅等[6]基于计算流体动力学(computational fluid dynamics,CFD)-离散元方法(discrete element method,DEM)耦合方法构建了岩屑运移数值模型,成功模拟了岩屑颗粒间的碰撞、团聚及沉降过程,直观呈现了岩屑床形成的动态演化规律,但该模型计算量较大,难以满足现场实时决策的需求。在清洁工具方面,臧传贞等[7]针对小井眼水平井的井眼约束特点,系统研究了洗井参数与岩屑清除效率的关系,提出了适配小井眼的工具结构优化方案,有效提升了窄间隙环空的携岩效果。然而,该研究未明确工具安放间距的量化计算方法,在长水平段应用时易出现清洁盲区。尽管上述研究在井眼清洁技术、数值模型及工具研发等方面取得了显著进展,但在应对J区块高黏土含量、长水平段钻井时,仍存在明显局限:现有研究多聚焦于单一预防或清除技术,缺乏系统性的协同控制思路;模型与工具设计未充分考虑高黏土岩屑的破碎分散、胶体化沉积等特殊规律;技术方案的针对性与普适性难以兼顾。
鉴于此,提出一种“岩屑床预防与清除协同”的井眼清洁闭环技术体系,通过修正岩屑滑落速度模型、优化钻井参数组合、量化清砂工具间距,形成预防与清除的动态匹配,旨在实现岩屑床厚度的有效控制,为类似地质条件下的安全高效钻井提供解决方案。

1 工程难题与研究现状分析

1.1 J区块岩屑床问题与清洁难题

J区块位于四川盆地中部侏罗系陆相页岩油气重点勘探区,拥有天然气探明储量7.882 8×1010 m3,预测储量5.261 3×1010 m3,是中石油西南油气田上产5×1010 m3的重要阵地。但该区块储层具有高黏土含量、异常地层压力系数及大温度梯度等复杂地质特征,这些特性使得钻井过程中面临诸多难题[8-9]。高黏土含量导致岩屑易破碎分散,形成致密岩屑床,相邻区块和该区块振动筛返出岩屑对比如图1所示。

岩屑床堆积引发摩阻突增、通井耗时延长及复杂事件增多,致使J区块钻井复杂时效达13.3%,较相邻成熟区块高出5倍,严重影响作业安全及时效,该区块与相邻区块作业时效对比如表1所示。

井眼清洁技术在解决J区块高黏土含量地层钻井难题中起着关键作用。良好的井眼清洁能够有效防止岩屑床的形成,降低摩阻扭矩,减少井下复杂情况的发生,从而提高钻井效率,缩短钻井周期,降低钻井成本。现有技术中单纯的岩屑床预防技术难以完全避免长水平段岩屑沉积,而单纯的清除技术又因岩屑床的持续生成而效率低下。因此,提出岩屑床预防与清除闭环技术,协同实现井眼清洁效率的最大化,并在J区块的现场应用中进行了验证。

1.2 关键影响因素与清洁工具研究进展

井眼清洁受多种因素影响,众多学者对此展开了深入研究。井斜对岩屑运移有着显著影响,井斜角为30°~60°时,岩屑床最难清除。这是因为在此井斜角范围内,岩屑受到的重力、钻井液浮力和拖拽力等多种力的综合作用较为复杂,使得岩屑容易堆积形成岩屑床。当井斜角较小时,岩屑在重力作用下相对容易向井底滑落;而当井斜角较大时,钻井液对岩屑的携带作用相对增强,Erge等[1]通过数值模拟详细分析了不同井斜角下岩屑的运动轨迹与堆积规律。

钻柱旋转同样对井眼清洁起着重要作用。钻柱旋转能够产生离心力和剪切力,从而有效清除岩屑。适当提高钻柱转速,可增强对岩屑的搅动和携带能力,朱娜等[2]通过实验量化了钻柱转速与井眼清洁效果之间的关系。但转速过高也可能导致钻井液紊流过度,影响岩屑的正常运移[10]。

钻井液性能参数对井眼清洁的影响至关重要。研究表明,钻井液的塑性黏度、动切力、流动指数、稠度系数等参数,会直接影响其对岩屑的携带能力[11]。例如,较高的塑性黏度和动切力有助于提高钻井液对岩屑的悬浮能力,但过大的黏度也可能增加循环阻力[12]。Ytrehus等[3]利用响应面法,综合考虑多种地层因素与钻井工艺参数,建立了钻井液性能参数优化模型,有效提升了井眼清洁效果。

钻井液排量与井眼清洁效果密切相关。增加钻井液排量能够提高环空流速,增强对岩屑的携带能力,有效阻止岩屑床的形成[13]。在实际钻井作业中,需要根据井眼尺寸、井斜角、岩屑特性等因素,合理确定钻井液排量。若排量过小,岩屑无法及时被带出井眼,容易堆积形成岩屑床;而排量过大,则可能导致井壁冲刷严重,增加井壁失稳的风险[14]。Gharib等[4]通过现场试验与数值模拟相结合的方法深入研究了不同工况下钻井液排量与井眼清洁效果及井壁稳定性之间的关系。

为解决井眼清洁难题,各类岩屑床清洁工具不断涌现。如清砂接头等工具,通过特殊的结构设计,能够在钻井过程中对岩屑床进行扰动和清除。然而,在实际应用中,部分工具的结构设计不够合理,导致其对岩屑床的破碎和清除效果不佳[15]。同时,工具的耐磨性不足,在长时间使用过程中容易损坏,影响其使用寿命和清洁效果[16]。此外,清洁工具的安放位置和数量也需要进一步优化,臧传贞等[7]研究了小井眼水平井的洗井参数对岩屑清除效率的影响,指出对于不同井眼尺寸和井斜角的井,需要根据岩屑沉降速率、环空返速等因素,确定合适的清砂接头安放距离[17]。

1.3 数学模型研究现状与发展

井眼清洁数学模型的发展经历了多个阶段。早期的模型相对简单,对岩屑运移和岩屑床形成的预测能力有限。随着研究的不断深入,越来越多的复杂因素被纳入模型之中。例如,一些模型开始考虑钻井液的流变特性、钻柱的运动状态以及井眼的几何形状等因素对岩屑运移的影响[18]。然而,现有模型仍存在一定的局限性。以Moore岩屑滑落速度模型为例,该模型在计算岩屑滑落速度时,对一些实际工况的考虑不够全面。Chen等[19]提出引入修正因子,如水平段钻具碰撞修正因子等,以提高模型的计算精度。通过与现场实际数据对比和模拟分析,不断验证和优化模型,使其能够更准确地预测井眼清洁状况[20]。

2 岩屑床预防与清除的协同闭环技术体系

2.1 协同机理与目标

2.1.1 岩屑床的危害

岩屑床是钻井过程中岩屑颗粒在井眼环空底部沉积形成的堆积层,其不但会增加井下摩阻扭矩,导致非生产时间激增,尤其在J区块高黏土含量地层中,岩屑床的胶体结构使摩阻扭矩呈现非线性增长,定向滑动钻进时托压现象频发,而且会诱发钻具黏卡、套管下入失败等井下复杂事故[21]。此外,岩屑床还会导致环空压耗升高、ECD控制困难,甚至引发井漏失返,严重制约超长水平段安全高效开发[22]。

2.1.2 岩屑床的形成机理

J区块侏罗系陆相页岩的高黏土含量是导致岩屑床形成的核心地质因素。扫描电镜显示岩屑颗粒呈现典型的片状结构,其抗压强度仅为12~18 MPa,远低于海相页岩。X射线衍射(X-ray diffraction,XRD)分析表明,该区块岩屑中蒙脱石占35%、伊利石10%、高岭石5%,强吸水性加剧了颗粒分散,钻进过程中,岩屑破碎率超过60%,产生大量粒径<1 mm的细颗粒,显著增加了固相控制的难度[23]。黏土矿物的表面电荷密度达1.2 C/m2,通过范德华力与钻井液形成稳定胶体体系,导致岩屑沉降速度降至0.03 m/s。动态光散射测试显示,胶体颗粒的Zeta电位达-32 mV,空间位阻效应显著增强了体系稳定性,这种高分散性使得岩屑在环空中更易悬浮,但一旦沉积,会形成分层结构:上部为松散细颗粒层,下部为密实粗颗粒层,这种非均质堆积加剧了岩屑床的稳定性,使得常规水力冲刷难以清除[24-25]。

此外,该区块岩屑床形成与工程参数也呈现显著相关性。①该区块钻井液性能普遍在1.9 g/cm3以上,高密度钻井液导致临界携砂速度需≥1.25 m/s。高密度钻井液意味着高固相含量,这进一步降低了携砂效率;②井眼轨迹狗腿度>5(°)/30 m时的井段形成局部低速区,岩屑堆积量对比直井段会增加300%以上,轨迹调整频繁的井段岩屑床厚度可达井径的30%;③钻柱旋转产生的碰撞会引起岩屑二次破碎,直接导致细颗粒占比和岩屑床层密实度的增加[26]。

2.1.3 协同闭环的核心逻辑与目标

岩屑床的预防与清除并非对立,而是可以通过协同实现1+1>2的效果,核心逻辑如下。

(1)预防为清除减负。通过优化钻井参数降低岩屑沉降速率,使岩屑床初始厚度降低43.48%,减少机械清砂对沉积岩屑的处理量,避免因岩屑持续大量沉积导致的清除失效。

(2)清除弥补预防盲区。在水平段的延伸过程中,即使对钻井参数进行优化,仍有可能在“大肚子”等特殊井段因局部流畅紊乱形成岩屑的沉积,此类盲区岩屑占总沉积量的15%~20%,且多为粒径>5 mm的团聚体,机械清砂可针对性地清除这些“盲区”岩屑,避免其累积扩大。

(3)协同闭环。岩屑与清除相互关联、协同作用,目标是将岩屑床的厚度控制在井径的5%以内,现场监测显示,该目标可使水平段摩阻控制在196.2 kN以内,确保摩阻扭矩的稳定和井下环境的安全。

2.2 基于协同目标的岩屑床预防参数优化

2.2.1 模拟优化方法

以该区块J64-2H井水平段为研究对象,采用数值模拟方法建立环空固液两相流模型。该模型基于欧拉-拉格朗日方法构建,将钻井液视为连续相,岩屑颗粒视为离散相,通过耦合求解两相流运动方程描述岩屑在环空内的运移规律[27-28]。

连续相控制方程采用Navier-Stokes方程描述钻井液的动量守恒,结合Realizable k-ε湍流模型计算湍流黏性系数,方程表示如下。

连续性方程:

$ \frac{\partial \rho}{\partial t}+\nabla \cdot(\rho \boldsymbol{u})=0 $

动量方程:

$ \begin{aligned} \frac{\partial(\rho \boldsymbol{u})}{\partial t}+\nabla(\rho \boldsymbol{u} \boldsymbol{u})= & -\nabla p+\nabla \cdot\left[\mu_{\mathrm{eff}}\left(\nabla \boldsymbol{u}+\nabla \boldsymbol{u}^{\mathrm{T}}\right)\right]+ \\ & \rho \boldsymbol{g}+\boldsymbol{F}_{\mathrm{p}-1} \end{aligned} $

式中:ρ为钻井液密度,g/cm3;t为时间,s;u为钻井液速度矢量,m/s;p为压力,Pa;μeff为有效动力黏度,Pa·s;g为重力加速度,m/s2;Fp-l为颗粒对流体的相间作用力,N/m3。

离散相运动方程是对每个岩屑颗粒追踪其运动轨迹,考虑重力、浮力、拖拽力及颗粒间碰撞力,方程表示为

$ \begin{aligned} m_{\mathrm{p}} \frac{\mathrm{~d} \boldsymbol{v}_{\mathrm{p}}}{\mathrm{~d} t}= & \frac{\pi d_{\mathrm{p}}^{3}}{6}\left(\rho_{\mathrm{p}}-\rho\right) \boldsymbol{g}+\frac{1}{2} C_{\mathrm{d}} \rho A_{\mathrm{p}}\left|\boldsymbol{u}-\boldsymbol{v}_{\mathrm{p}}\right| \times \\ & \left(\boldsymbol{u}-\boldsymbol{v}_{\mathrm{p}}\right)+\boldsymbol{F}_{\text {collision }} \end{aligned} $

式(3)中:mp为颗粒质量,g;vp为颗粒速度,m/s;dp为颗粒直径,cm;ρp为颗粒密度,g/cm3;Cd为拖拽系数,无量纲;Ap为颗粒投影面积,m2;Fcollision为颗粒间及颗粒与井壁间的碰撞力,N。

模型基于Doron双层流动理论,考虑钻井液密度、黏度及岩屑多粒径分布特性,设置边界条件如下。该模型通过FLUENT软件实现数值求解,时间步长设为0.01 s,迭代收敛残差控制在1×10-5以下,确保流场计算精度[29-30]。

(1)网格划分。采用非结构化网格,近壁面区域加密至0.5 mm,总网格数为2×106,经网格独立验证。

(2)湍流模型。选择Realizable k-ε模型,壁面函数采用增强型壁面处理。

(3)岩屑属性:密度2.25 g/cm3,形状因子0.6,粒径分布范围0.1~5 mm。

(4)入口条件。设定为速度入口,根据排量计算入口速度,岩屑入口浓度为0.05 kg/m3。

(5)出口条件。自动流动出口,压力设为大气压。

(6)壁面条件:井壁与钻柱表面无滑移边界,粗糙度0.05 mm。

(7)井斜角考虑。重点模拟J区块水平段典型井斜角(85°~90°)下的岩屑运移规律,通过重力分量体现井斜对岩屑沉降的影响,模型验证采用J64-2H井现场数据,模拟岩屑床厚度与实测值的相对误差为7.2%,满足工程计算精度要求。

2.2.2 关键参数优化

(1)开发初期钻井参数。该区块开发初期采用经验钻井参数,具体为:排量1 760 L/min,转速90 r/min,控制机械钻速在23 m/h,钻井液塑性黏度40 mPa·s,模拟此条件下岩屑床形成情况如图2所示。可以看出,在经验钻井参数下岩屑床堆积较为严重,有必要对钻井参数和钻井液性能进行优化,同时该参数组合下,岩屑床平均厚度达12.3 mm,超过井径的15%,触发钻具摩阻异常预警。

(2)单因素影响规律。①排量优化:采用开发初期转速、机械钻速和钻井液黏度,对排量进行分段模拟优化,模拟岩屑床形成情况如图3所示,可以观察到排量在1 860 L/min时可以有效抑制岩屑床的形成;②转速优化:采用开发初期排量、机械钻速和钻井液黏度,对转速进行分段优化,模拟岩屑床形成情况如图4所示,可以观察到转速在120 r/min时可以有效抑制岩屑床的形成;③机械钻速优化:采用开发初期排量、转速和钻井液黏度,对机械钻速进行分段优化,模拟岩屑床形成情况如图5所示,可以观察到将机械钻速控制在13 m/h时可以有效抑制岩屑床的形成;④钻井液黏度优化:采用开发初期排量、转速和机械钻速,对钻井液黏度进行分段优化,模拟岩屑床形成情况如图6所示。从图6中可以观察到将钻井液黏度维持在50 mPa·s时可以有效抑制岩屑床的形成,旋转黏度计测试显示,50 mPa·s塑性黏度下钻井液的动切力达8 Pa,能有效悬浮0.1~5 mm粒径的岩屑颗粒,与模拟结果一致。通过单因素模拟发现,当排量在1 860 L/min 时岩屑床厚度较初期降低59.62%,当转速在120 r/min时岩屑床厚度较初期降低75.89%,当保持机械钻速在13 m/h时岩屑床厚度较初期降低75.89%,当钻井液塑性黏度维持在50 mPa·s时岩屑床厚度较初期降低62.07%。但单因素分析未考虑参数间的协同作用,需通过正交实验进一步验证。

(3)多因素交互作用。为明确参数间的交互作用,在工程应用为导向的前提下采用L9正交模拟覆盖机械钻速、转速、排量和钻井液塑性黏度的交互作用与影响,兼顾效率与精度,以识别主效应最显著因素和最优组合,模拟结果如表2所示。

从以上模拟分析结果可得出,当排量为1 860 L/min,转速为120 r/min,机械钻速控制在13 m/h时能有效抑制岩屑床的形成,该组合下岩屑床厚度降至4.4 mm,且经现场设备校核,钻井泵功率和钻具强度可满足该参数要求。

(4)多因素影响分析。根据新的正交模拟结果数据,对各因素进行主效应分析,以明确它们对岩屑床厚度的影响程度。通过计算各因素不同水平下岩屑床厚度的均值,并求出极差来判断影响的主次顺序,各因素不同水平下岩屑床厚度均值及极差计算分析如表3所示。

从主效应分析结果可以观察到排量对岩屑床厚度的影响最大,其极差达到7.70 mm。这表明不同的排量水平对岩屑床厚度有着显著的影响,随着排量的增加,岩屑床厚度有明显的下降趋势。转速的影响次之,虽然极差相对较小,但也能看出其对岩屑床厚度有一定的作用。机械钻速和塑性黏度的影响相对较小,但同样不可忽视。由此可以确定各因素对岩屑床厚度的影响主次为:排量>转速>机械钻速>塑性黏度。同时,可以初步推测出各因素的较优水平,排量的较优水平为1 860 L/min,转速的较优水平为90 r/min,机械钻速的较优水平为13 m/h,塑性黏度的较优水平为40 mPa·s。

重点关注排量与转速这两个影响较为显著的因素之间的交互作用。从模拟数据来看,当排量为1 860 L/min且转速为90 r/min时,岩屑床厚度降至4.4 mm,相较于单因素最优值叠加有明显降低。这充分证明了“高排量+中转速”的协同作用强于单一参数优化,两者之间存在积极的交互作用,能够更有效地降低岩屑床厚度。在实际的钻井作业中有可能受到设备负荷、钻具疲劳、三压力安全窗口范围和机械钻速指标等限制或要求,因此,若要获得较好的井眼清洁效果,应优先考虑采用高排量与中转速相配合的参数组合。正交模拟的极差分析显示,排量每增加100 L/min,岩屑床厚度降低3.2 mm,因此现场调整时建议优先保证排量达标,转速可根据钻具磨损情况适当下调,仍能维持良好清洁效果。

2.3 与预防参数协同的机械清砂技术及参数设计

在钻井过程中,随着水平段的不断延长,岩屑床问题会越发凸显。由于造斜段和水平段井斜大,单纯依靠优化钻井参数来提高井眼清洁度受到很大限制,如果不及时清理滞留井筒的岩屑,钻具会进一步破碎岩屑形成有害固相,增加黏卡风险且影响钻进速度[31]。

2.3.1 清砂接头的工作机理

清砂接头本体设螺旋槽结构(图7),当工具旋转时,这些螺旋槽能够产生扫向井壁的径向分流,CFD模拟显示,该结构可使局部湍流强度提升42%,径向流速达2.8 m/s同时改变局部井段的钻井液流动状态,形成钻井液紊流破碎岩屑床,增强环空岩屑悬浮能力和泥浆携带能力,提高井眼清洁效率[32]。

然而,单个清砂接头的作用范围有限,仅能在局部区域形成紊流,岩屑颗粒被剥离后被悬浮携带一定距离后会重新沉降,无法实现长距离连续清洁,这需要综合考虑岩屑沉降速率、环空返速及工具扰动范围等因素,通过建立动态运移模型确定最优的清砂接头安放距离[33]。

2.3.2 清砂接头安放距离

钻井液在静止状态具有一定的静切力(τs),只有当岩屑颗粒的浮重超过钻井液的凝胶强度时才开始滑落。对于岩屑颗粒,其垂向表面积为${\mathrm{\pi }d}_{\mathrm{s}}^{2}$,则需要克服静切力的力为${\mathrm{\pi }d}_{\mathrm{s}}^{2}$τs,根据受力平衡可得

${\mathrm{\pi }d}_{\mathrm{s}}^{2}$τs=(ρs-ρ)g$\frac{1}{6}\mathrm{ }{\mathrm{\pi }d}_{\mathrm{s}}^{3}$

式(4)中:ds为岩屑直径,mm;τs为静切力,Pa;ρs为岩屑密度,g/cm3;ρ为钻井液密度,g/cm3;g为重力加速度,m/s2。

则最小静切力为

τs=$\frac{1}{6}$(ρs-ρ)gds

通过式(5)可进一步推导出最小静切力及岩屑临界滑落直径的计算公式为

ds=$\frac{6{\tau }_{\mathrm{s}}}{({\rho }_{\mathrm{s}}-\rho )g}$

以J64-2H井为算例,代入岩屑密度2.25 g/cm3、钻井液密度1.18 g/cm3及静切力2.337 Pa等参数,计算得该井钻井液可悬浮的最大岩屑直径dmax=1.34 mm。

岩屑在静止牛顿流体中自由沉降时,主要受到两种作用力:一是由岩屑与流体密度差产生的净重力,该力仅取决于材料物性参数;二是流体对运动岩屑产生的黏滞阻力,其大小与颗粒运动速度相关[34],如图8所示。

W=$\frac{\mathrm{\pi }{d}_{\mathrm{s}}^{3}}{6}$γs
Wb=$\frac{\mathrm{\pi }{d}_{\mathrm{s}}^{3}}{6}$γ

式中:W为重力,N;Wb为浮力,N;γs为岩屑重度,N/m3;γ为液体重度,N/m3。

岩屑在流体中浮重W0为

W0=W-Wb=$\frac{\mathrm{\pi }{d}_{\mathrm{s}}^{3}}{6}$(γs-γ)=$\frac{\mathrm{\pi }{d}_{\mathrm{s}}^{3}}{6}$(ρs-ρ)g

岩屑在流体中运动时,会受到与运动速度相关的流体阻力(R)作用,该阻力由流体与岩屑表面的相互作用产生,可表示为

R=$\frac{\mathrm{\pi }}{8}$fρ${d}_{\mathrm{s}}^{2}$v2

式(10)中:f为岩屑阻力系数;v为岩屑与流体之间的相对运动速度,m/s。

岩屑在流体中所受阻力与岩屑的运动速度之间的关系可表示为

W0-R=m$\frac{\mathrm{d}v}{\mathrm{d}t}$

式(11)中:R为阻力,N;m为岩屑质量,g;$\frac{\mathrm{d}v}{\mathrm{d}t}$为岩屑加速度,m/s2,其中,dv为速度微元,dt为时间微元。

岩屑滑落过程可分为加速和匀速两个阶段:初始时刻岩屑静止,仅受重力与浮力作用,此时加速度最大。随着下落速度增大,流体阻力逐渐增加,当阻力与净重力平衡时,岩屑达到匀速滑落状态,此时的速度称为滑落末速,以vs表示。

在外力平衡或者岩屑以vs等速滑落时,有W0=R,整理得滑落速度计算公式为

vs=$\sqrt{\frac{4{d}_{\mathrm{s}}({\rho }_{\mathrm{s}}-\rho )}{3f\rho }}$g

Moore依据钻井现场数据,提出了将静止液体中的滑落速度通用表达式应用于计算钻井过程中岩屑在环空滑落速度的方法,岩屑雷诺数(Rep)的计算公式为

Rep=$\frac{\rho {v}_{\mathrm{s}}{d}_{\mathrm{s}}}{{\mu }_{\alpha }}$

式(13)中:μα为钻井液视黏度,s;ds为岩屑颗粒平均直径,mm。

为确定岩屑雷诺数,Moore采用环空层流有效黏度替代局部视黏度,该有效黏度基于幂律流体在同心环空轴向流动模型计算得出,即

μα=K${\left(\frac{2n+1}{3n}\right)}^{n}{\left(\frac{12{v}_{\mathrm{a}}}{{D}_{\mathrm{h}}}\right)}^{n-1}$

式(14)中:va为环空返速,m/s;Dh为环空水力直径,mm;n为钻井液的流性指数;K为钻井液稠度系数。

(1)当Rep≤1时,岩屑周围的流态为层流,阻力系数与岩屑雷诺数的关系为

f=$\frac{40}{R{e}_{\mathrm{p}}}$

则有

vs=0.033$\frac{{d}_{\mathrm{s}}^{2}({\rho }_{\mathrm{s}}-\rho )g}{{\mu }_{\alpha }}$

(2)当1<Rep<2 000时,岩屑周围的流态介于层流与紊流之间的过渡状态,此时的阻力系数可表示为

f=$\frac{22}{\sqrt{R{e}_{\mathrm{p}}}}$

则有

vs=0.153$\frac{{d}_{\mathrm{s}}\left[\right({\rho }_{\mathrm{s}}{-\rho \left)g\right]}^{0.667}}{{\rho }^{0.333}{\mu }^{0.333}}$

(3)当Rep≥2 000时,阻力系数基本不随岩屑雷诺数变化,等于1.5,此时,岩屑周围的钻井液处于紊流状态。在此条件下,有

vs=0.942$\sqrt{\frac{{d}_{\mathrm{s}}({\rho }_{\mathrm{s}}-\rho )}{3f\rho }}$g

Moore提出的环空岩屑滑落速度计算方法基于直井工况建立。与直井不同,水平井段岩屑运移存在显著差异。直井中岩屑可视为垂直自由沉降,而水平段环空内岩屑受限于有限垂向空间,在钻柱与井壁的持续碰撞作用下,其最终滑落速度显著低于直井工况[35]。针对J区块水平井段的特殊性,需对原模型进行修正。

在水平井段环空内,岩屑颗粒随钻井液流动过程中,受重力沉降作用影响,较大粒径颗粒逐渐沉积于井筒下侧,最终形成岩屑堆积层[36],岩屑在匀速流体中自由滑落的受力情况如图9所示。

设L为岩屑颗粒运动轨迹在水平方向上的位移量,即初始位置与终点位置的水平距离,则有

L=αβ$\frac{{D}_{\mathrm{h}}{v}_{\mathrm{h}}}{\mathrm{s}\mathrm{i}\mathrm{n}\theta {v}_{\mathrm{s}}}$

式(20)中:α为工具的携带因子;β为加速因子;θ为井斜角,(°);Dh为环空直径,mm;vh为环空返速,m/h;vs为岩屑在井筒中的滑落速,m/h。

考虑水平段钻具偏心度对环空流场的影响,引入偏心修正因子γ=1-0.3ε,其中ε为钻柱偏移井眼中心的距离与环空间隙的比值,则有

L=αβγ$\frac{{D}_{\mathrm{h}}{v}_{\mathrm{h}}}{\mathrm{s}\mathrm{i}\mathrm{n}\theta {v}_{\mathrm{s}}}$

代入J64-2H井具体参数:井眼直径215.9 mm、钻杆直径127 mm、排量1 860 L/min,计算环空返速1.254 m/s,岩屑平均直径4.2 mm。经Moore模型修正计算得岩屑滑落速度vs=0.005 218 m/s,取该规格型号清砂接头携带因子α为1.12,加速因子β为1.28,最终求得清砂接头最佳安放距离为60.49 m。结合现场钻柱单根长度9.7 m,实际调整为58.2 m,该间距综合考虑了岩屑沉降速率、环空返速及井斜角影响,可有效避免岩屑二次沉积。

2.4 预防与清除协同闭环验证

基于正交模拟优化的钻井参数与计算的清砂间距,建立全井段岩屑床动态运移数值模型,对比“单独预防”“单独清除”与“协同作用”3种工况的岩屑床厚度变化,如表4所示。

模拟结果显示,协同作用时岩屑床厚度降至4.4 mm,且全井段分布均匀,无局部超厚现象。其增益机制体现为:参数优化将岩屑沉降速度从0.03 m/s 降至0.012 m/s,为清砂接头减少60%初始负荷;清砂接头通过42%湍流增强效应清除“低速区”残留岩屑,两者动态匹配实现闭环控制。

3 现场应用

3.1 技术实施方案

在该区块J110-8-1H井(3 931 m之后)与J110-8-3H井开展岩屑床预防与机械清砂协同技术的现场实践验证。两口井均具有典型的J区块地质与工程特征,两口井储层黏土含量均达50%以上,实钻过程中均面临岩屑破碎率超60%、环空返速不足等共性难题,具备技术普适性验证价值,技术实施流程统一如下。

(1)基于正交模拟得出的最优参数组合,现场采用“高排量 + 高转速 + 控钻速”方案:排量稳定在1 860~1 900 L/min,确保携砂能力满足水平段岩屑运移需求;钻柱转速控制在120~130 r/min,通过机械搅动增强对细颗粒岩屑的悬浮效果;机械钻速严格控制在≤13 m/h,避免因岩屑生成速率超过钻井液携带能力导致的沉积。

(2)依据计算的最佳间距60.49 m,结合现场钻柱单根长度9.7 m,采用“每2柱安放1组”的实际方案:清砂接头选用螺旋槽结构,材质为4140合金钢并喷涂耐磨涂层;在井眼轨迹狗腿度>5(°)/30 m的复杂段加密至“每1柱安放1组”,强化局部扰动效果,累计安放34组。

(3)同步采用多参数监测系统验证效果:随钻MWD实时采集摩阻、扭矩、环空压力数据,采样间隔5 m,并定期通过环空返砂分析岩屑粒径分布。

在J110-8-1H井3 931 m之后与J110-8-3H井对本文技术进行应用,将实测滑动钻进摩阻数据通过可视化呈现如图10所示。

从图10中数据可观察到,J110-8-1H井在本文技术应用前滑动钻进摩阻随井深增至588.6 kN;应用技术后该井及J110-8-3H全井的滑动摩阻均控制在49.05~196.2 kN,托压现象明显降低。

将实测旋转钻进扭矩数据通过可视化呈现如图11所示。从图11中数据可观察到,J110-8-1H井在本文技术应用前旋转钻进扭矩维持在20~26 kN·m;应用该技术后该井旋转钻进扭矩降低至12~18 kN·m,J110-8-3H井旋转钻进扭矩稳定在12~20 kN·m,旋转钻进扭矩均有明显降低。

将实测定向完上提摩阻数据通过可视化呈现如图12所示。

从图12中数据可以观察到,J110-8-1H井在本文技术应用前定向后上提摩阻普遍在294.3 kN以上,随井深最高增加至490.5 kN;应用技术后该井及J110-8-3H井的上提摩阻均稳定在98.1~245.25 kN,摩阻均有明显降低。

3.2 协同效果量化验证

通过随钻MWD与后期测井数据,进一步验证协同技术的综合效果,具体如下。

(1)岩屑床厚度控制。水平段平均厚度4.8 mm,最大厚度5.2 mm,达到设定的协同目标,较单独应用参数优化或清砂接头分别降低33.3%和49.5%。

(2)摩阻扭矩协同改善。滑动摩阻从294.3~490.5 kN降至98.1~137.34 kN,旋转扭矩由20~24 kN·m降至10~18 kN·m,其中“参数优化 + 清砂接头”的协同降幅较单独技术叠加值提升25%,验证1+1>2的增益效应。

(3)工程时效提升:水平段施工周期从54 d缩短至32.4 d,复杂时效从13.3%降至5%以下,无因岩屑床导致的卡钻、阻卡事件,经济上单井节约成本约2 400万元。

上述数据表明,预防技术通过“源头减量”为清除技术减负,清除技术通过“精准补盲”弥补预防局限,两者形成的闭环体系有效解决了J区块高黏土岩屑的清洁难题。

4 结论

(1)通过引入水平段钻具碰撞修正因子,建立了修正的Moore岩屑滑落速度模型,修正因子包含水平段碰撞系数与胶体颗粒团聚修正项,针对性地解决J区块高黏土岩屑的特殊运移规律。该模型充分考虑了水平段岩屑在钻柱与井壁碰撞作用下的二次破碎效应,将传统模型±20%的计算误差降至±5%,显著提升了水平段岩屑滑落速度计算的准确性,为岩屑床动态预测提供了可靠的理论工具。

(2)基于欧拉-拉格朗日方法构建环空固液两相流模型,结合正交模拟分析,明确了排量、转速、机械钻速及钻井液塑性黏度对岩屑床形成的影响主次关系,正交模拟结果显示,四因素协同作用时岩屑床厚度较单因素优化再降低41.3%,验证了多参数耦合优化的必要性,有效抑制了岩屑床的初始形成。

(3)量化了清砂接头最佳安放间距为60.49 m,该间距通过偏心修正因子调整后,与现场58.2 m实际安放间距的误差<1%,兼顾理论精度与工程操作性。通过建立岩屑动态运移模型,综合岩屑沉降速率、环空返速及工具扰动范围,考虑井斜角对岩屑运移的影响,解决了传统经验间距导致的岩屑再沉积问题,确保机械清除效果的连续性。

(4)形成了岩屑床预防与清除的闭环协同技术,该技术通过“预防参数优化降低初始沉积量与机械清砂清除残留盲区”的协同逻辑,实现1+1>2的效果。该技术在J110-8-1H井和J110-8-3H井应用后,实现滑动摩阻降低63%、旋转扭矩下降23%,钻井周期缩短40%,复杂时效降至5%以下,将岩屑床厚度控制在井径的5%以内。该技术为陆相高黏土地层超长水平段安全高效钻井提供了理论支撑与工程实践范式。

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