一种用于判断钻井作业环空状态的方法与流程

1.本发明涉及石油天然气钻井技术领域，尤其是涉及一种用于判断钻井作业环空状态的方法。


背景技术：

2.在石油天然气钻井过程中，钻井液流变参数与工程措施紧密关联、相互协同，是实现安全快速钻井的重要保障，特别是针对钻遇大段砂岩、泥页岩以及砂泥岩互层等不稳定地层情况下，若采取的钻井液与工程措施不得当，往往会发生泥页岩坍塌扩径、软泥岩吸水膨胀、高渗砂岩虚厚泥饼缩径等问题，进一步会导致起下钻阻卡、固井质量差、卡钻等复杂事故，严重影响钻井效率与井身质量。
3.由于不同的钻井液流变模式对应的流变参数表征参数及计算方法是不同，钻井液根据流变模式可分为幂律流体、宾汉流体和卡森流体等，对应的主要表征参数包括：幂律流体流性指数n与稠度系数k；宾汉流体塑性黏度μ
pv
和宾汉流体屈服值(动切力)τ
yp
；卡森流体黏度η
∞
和卡森流体屈服值τc。现有的环空状态判断方法主要集中在流变模式选择有关计算方法，以及满足携岩和/或井壁冲刷能力作为环空安全判断标准，参考因素较少。
4.由于钻井过程中环空安全影响因素众多，如井眼净化、井壁稳定、提高钻速、悬浮岩屑以及井内液柱压力激动等等，环空状态的判断应综合考虑以上因素进行优化设计。因此，现有技术中急需建立一种新的钻井作业环空安全状态的判断方法。


技术实现要素：

5.为了解决上述技术问题，本发明提供了一种用于判断钻井作业环空状态的方法，包括：步骤一、基于针对目标井段的钻井液流变状态，计算不同流变模式下的初始流变参数、以及多组剪切速率和剪切应力；步骤二、根据所述初始流变参数和所述多组剪切速率和剪切应力，对不同流变模式进行线性化解，基于此，优选最佳流变模式；步骤三、根据最佳流变模式下的初始流变参数和钻井液设计相关参数，分别计算表征对井壁冲蚀能力的井壁冲蚀系数、表征钻井液携岩能力的岩屑输送比、以及表征环空循环压耗对钻井液密度影响程度的环空动压系数；步骤四、根据所述井壁冲蚀系数、所述岩屑输送比和所述环空动压系数，利用预设的环空状态表征参数安全范围，对当前钻井作业的环空安全状态进行诊断。
6.优选地，在所述步骤四中，在当前环空为不安全状态时，调整钻井液排量和/或钻井液体系配方。
7.优选地，在所述步骤四中，包括：获取所述目标井段对应的地层岩性，筛选满足所述地层岩性的所述环空状态表征参数安全范围，记为目标安全范围；将所述井壁冲蚀系数、所述岩屑输送比和所述环空动压系数分别与所述目标安全范围中不同表征参数对应的安全评价范围进行对比，在每类表征参数均达到相应安全评价范围时，确定当前环空为安全状态，否则为不安全状态。
8.优选地，在所述步骤一中，包括：基于初始的钻井液体系，利用六速旋转黏度计测
量钻井液在不同黏度计转速下的转角，基于此，计算所述不同流变模式下的初始流变参数；以及根据所述不同转速下的转角，得到所述多组剪切速率和剪切应力。
9.优选地，在所述步骤二中，包括：基于宾汉模式、幂律模式和卡森模式的剪切速率与应力关系特征，由所述多组剪切速率和剪切应力，得到针对不同流动模式下的多组剪切速率与应力数据；根据所述不同流动模式下的多组剪切速率与应力数据、以及所述不同流变模式下的初始流变参数，利用预设的线性化解式，对不同流变模式进行相关系数线性回归处理，得到每种流变模式的相关系数；将最高相关系数对应的流变模式作为所述最佳流变模式。
10.优选地，利用如下表达式计算每种流变模式的相关系数：
[0011][0012]
其中，r表示当前流动模式的相关系数，t表示当前流动模式下的剪切速率与应力数据组的组别序号，t表示当前流动模式下的剪切速率与应力数据组的总组数，γ
t
表示当前流动模式下的剪切速率，τ
t
表示当前流动模式下的剪切应力，表示当前流动模式下所有剪切应力数据的平均值，表示当前流动模式下所有剪切速率数据的平均值。
[0013]
优选地，在所述步骤三中，获取所述钻井液设计相关参数，其中，所述钻井液设计相关参数包括钻井液密度、钻柱外径、钻具长度、井眼直径、钻井液排量、岩屑当量直径、岩屑密度、目标井段的深度和目标井段的地层岩性；先根据所述钻井液设计相关参数和所述最佳流变模式下的初始流变参数，计算表征井壁稳定状态特征的临界井径，而后根据临界井径，结合所述井眼直径，计算所述井壁冲蚀系数；先根据所述钻井液设计相关参数和所述最佳流变模式下的初始流变参数，计算岩屑滑落速度和钻井液环空返速，基于此，计算所述岩屑输送比；先根据所述最佳流变模式下的雷诺数，确定当前环空内钻井液流体的流态，从而计算符合当前流态的环空压力损耗、以及环空内流动条件下的钻井液当量密度，基于此，结合所述钻井液密度，得到所述环空动压系数。
[0014]
优选地，构建所述最佳流变模式下的临界井径表达式；根据所述最佳流变模式下的初始流变参数、以及所述钻井液排量、所述钻井液密度和所述钻柱外径，采用牛顿迭代法，求解所述临界井径表达式；根据临界井径和所述井眼直径，得到所述井壁冲蚀系数，其中，所述井壁冲蚀系数利用如下表达式计算：
[0015][0016]
式中，kj表示所述井壁冲蚀系数，d
cr
表示所述临界井径，dh表示所述井眼直径。
[0017]
优选地，根据所述井眼直径、所述钻柱外径和所述钻井液排量，计算钻井液环空返速；根据所述岩屑当量直径、所述钻井液密度和所述岩屑密度，构建钻井液有效黏度与岩屑滑落速度关系式；基于钻井液有效黏度与岩屑滑落速度关系式，结合所述钻井液环空返速和所述最佳流变模式下的初始流变参数，构建最佳流变模式下的岩屑滑落速度表达式，并采用牛顿迭代法，求解所述岩屑滑落速度表达式；根据当前岩屑滑落速度和所述钻井液环
空返速，得到所述岩屑输送比，其中，所述岩屑输送比利用如下表达式计算：
[0018][0019]
式中，kk表示所述岩屑输送比，vs表示所述岩屑滑落速度，va表示所述钻井液环空返速。
[0020]
优选地，分别利用如下表达式计算环空钻井液当量循环密度和所述环空动压系数：
[0021][0022][0023]
其中，ecd表示环空钻井液当量循环密度，ρ表示所述钻井液密度，km表示所述环空动压系数，p
la
表示所述环空压力损耗，h表示目标井段的深度。
[0024]
与现有技术相比，上述方案中的一个或多个实施例可以具有如下优点或有益效果：
[0025]
本发明公开了一种用于判断钻井作业环空状态的方法，该方法适用于石油天然气钻井工程领域。本发明充分考虑了钻井液在井下环空内的流动模式、流动状态、以及地层岩性，计算出能够表征环空安全状态的三个表征参数(井壁冲蚀系数kj、岩屑输送比kk，环空动压系数km)，由此，通过上述三种表征参数来判断钻井作业环空状态的安全性。本发明综合了钻井液性能与工程参数的协同因素，能够合理反映井眼净化、井壁稳定、悬浮岩屑以及井内液柱压力激动的环空状态，以环空安全状态为优化目标，对钻井工程设计、现场施工均具有重要的指导意义与应用价值。另外，随着国内常规及非常规油气勘探开发工作量不断上升，深井、超深井、特殊结构井等钻井工作量不断增加，本发明提出的环空状态判断方法，有利于保障钻井工程安全优质施工，较少井下复杂，具有十分广阔的应用前景。
[0026]
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
[0027]
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
[0028]
图1是本技术实施例的用于判断钻井作业环空状态的方法的步骤图。
[0029]
图2是本技术实施例的用于判断钻井作业环空状态的方法的具体流程图。
具体实施方式
[0030]
以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
[0031]
另外，附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行。并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
[0032]
在石油天然气钻井过程中，钻井液流变参数与工程措施紧密关联、相互协同，是实现安全快速钻井的重要保障，特别是针对钻遇大段砂岩、泥页岩以及砂泥岩互层等不稳定地层情况下，若采取的钻井液与工程措施不得当，往往会发生泥页岩坍塌扩径、软泥岩吸水膨胀、高渗砂岩虚厚泥饼缩径等问题，进一步会导致起下钻阻卡、固井质量差、卡钻等复杂事故，严重影响钻井效率与井身质量。
[0033]
由于不同的钻井液流变模式对应的流变参数表征参数及计算方法是不同，钻井液根据流变模式可分为幂律流体、宾汉流体和卡森流体等，对应的主要表征参数包括：幂律流体流性指数n与稠度系数k；宾汉流体塑性黏度μ
pv
和宾汉流体屈服值(动切力)τ
yp
；卡森流体黏度η
∞
和卡森流体屈服值τc。现有的环空状态判断方法主要集中在流变模式选择有关计算方法，以及满足携岩和/或井壁冲刷能力作为环空安全判断标准，参考因素较少。
[0034]
由于钻井过程中环空安全影响因素众多，如井眼净化、井壁稳定、悬浮岩屑以及井内液柱压力激动等等，环空状态的判断应综合考虑以上因素进行优化设计。
[0035]
因此，为了解决上述技术问题，本发明提出了一种用于判断钻井作业环空状态的方法。该方法：首先根据基于初步钻井液体系配方下的钻井液流变状态，计算基于测量的不同流变模式下的流变(表征)参数；而后，测量数据和流变表征参数，优选适应当前目标井段实际测量情况的最佳流变模式，即钻井液流变模式类型；接着，获取钻井液设计相关参数和当前最佳流变模式下的流变参数，计算出能够表征包括钻井作业环空状态特征、地层特性、钻井液井眼净化能力特征、井壁稳定状态特征、悬浮岩屑特征、以及井内液柱压力激动特征等不同方面能力的井壁冲蚀系数、岩屑输送比和环空动压系数；最后，综合所述井壁冲蚀系数、岩屑输送比和环空动压系数，对当前钻井作业的环空安全状态进行诊断。
[0036]
这样，本发明以确保井壁合理的冲蚀、井眼清洁、地层稳定、窄密度窗口安全钻进及钻井速度的提高等不同方面为设计目标，能够更加合理的评价钻井液性能与工程措施的协同作用，指导调控钻井液流变性能、排量等工作措施，实现了安全优快钻井作业施工。
[0037]
实施例一
[0038]
图1是本技术实施例的用于判断钻井作业环空状态的方法的步骤图。如图1所示，步骤s110基于针对目标井段的钻井液流变状态，计算不同流变模式下的初始流变参数、以及多组剪切速率和剪切应力，从而进入到步骤s120中。
[0039]
钻井液属于非牛顿流体，按照流体流动时剪切速率与剪切应力之间的关系，钻井液流体可以划分为不同的流变模式，不同的钻井液体系对应一种最为适应的流变模式。其中，常用的流变模式有幂律、宾汉和卡森等三种流变模式，相应的钻井液流体对应有幂律流体、宾式流体和卡森流体。目标井段的钻井液流变状态，是根据初步的钻井液体系配方得到的，也就是说需要将初始的钻井液体系作为样品，通过六速旋转黏度计测量出钻井液的初始流变参数、以及通过该黏度计得到不同速度下的转角数据来计算出多组剪切速率和剪切应力数据组。其中，一种速度下的转角数据能够得到一组流体流动状态下的剪切速率及当前剪切速率下的剪切应力，从而形成一组剪切速率与剪切应力数据组。
[0040]
步骤s120会根据步骤s110得到的钻井液在不同流变模式下的初始流变参数、和多
组剪切速率和剪切应力(数据组)，对不同流变模式进行线性化解，而后根据化解结果，优选出最佳流变模式。这样，便得到了针对初始钻井液体系配方的最为适应的流变模式，从而进入到步骤s130中。
[0041]
步骤s130根据步骤s120优选出的最佳流变模式所对应的初始流变参数、以及钻井液设计相关参数，分别计算出表征对井壁冲蚀能力的井壁冲蚀系数kj、表征钻井液携岩能力的岩屑输送比kk、以及表征环空循环压耗对钻井液密度影响程度的环空动压系数km。其中，在本发明实施例中，钻井液密度(钻井液在常温常压下的密度)ρ、钻柱外径d
p
、钻具长度l、井眼直径dh、钻井液排量q、岩屑当量直径dd、岩屑密度ρc、目标井段的深度h和目标井段的地层岩性。在实际应用过程中，地层岩性选自三类岩性中的一种，第一类岩性为渗透性砂岩或软泥岩，第二类岩性为页岩，第三类岩性为砂岩与泥岩交互地层。
[0042]
井壁冲蚀系数kj直接反映了在特定流变参数与钻井液排量联合作用的情况下的环空内钻井液的流动状态、以及对井壁冲蚀能力的大小与井眼变化的态势关系。kj可以是正值、0、或负值。其中，正值表征环空内钻井液流体的流态为紊流，井壁处于受冲蚀状态及井径有扩大趋势，其值越大表明紊流程度越高，井壁受冲蚀的程度越严重，井眼扩大的趋势越明显；负值表征环空内钻井液流体的流态处于层流状态，井壁受冲蚀程度较小及井眼有缩小趋势，其值越小表明层流程度越弱，井壁受冲蚀的程度越小，井眼缩径的趋势越明显；0值表征环空紊流到层流或层流到紊流以及井壁受冲蚀的过渡状态。
[0043]
岩屑输送比kk则反映了井眼的净化能力程度，即钻井液的携岩能力，kk的值越大表明钻井液的携岩能力越大，井眼净化能力越好。
[0044]
环空动压系数km反映了钻井液流动时环空循环压耗(其中，环空内的钻井液密度即为钻井液当量密度)对钻井液密度的影响程度，km值越小表明环空循环压耗对钻井液密度的影响程度越小，也就表明环空井眼越安全，此时，工程与钻井液协同作用越好。
[0045]
由此，本发明在步骤s130中，利用适用于初始钻井液配方体系的最佳流变模式下的初始流变参数、以及上述钻井液设计相关参数，对钻井液在井筒内的流动状态进行了全面分析，通过井壁冲蚀系数、岩屑输送比和环空动压系数这三个表征参数，充分考虑到了上述设计目标，从而使得本发明在步骤s140中能够利用这三种表征参数来更加准确的判断出当前需要执行的钻井作业的环空安全状态。
[0046]
步骤s140根据步骤s130计算出的井壁冲蚀系数、岩屑输送比和环空动压系数，利用预设的环空状态表征参数安全范围，对当前环空的安全状态进行诊断。
[0047]
在本发明实施例中，根据包含不同性质的地层、钻井液流变特性、水力参数及实际井眼情况等大量历史数据资料，采用归类分析并统计出井壁冲蚀系数kj、岩屑输送比kk、以及环空动压系数km的标准值范围，并将其作为优化控制环空安全状态的依据。其中，针对每种表征参数都对应有相应类别的环空状态表征参数安全范围，参见下述表1。
[0048]
其中，在当前环空状态为不安全状态时，表明当前钻井作业环空安全状态存在风险，需要指导现场调整上述钻井液设计相关参数内的钻井液排量和/或改善钻井液体系配方。
[0049]
这样，本发明通过上述步骤s110～步骤s140，基于环空状态与地层特征，完成了当前钻井作业的环空安全状态的评价及预测过程。
[0050]
实施例二
[0051]
图2是本技术实施例的用于判断钻井作业环空状态的方法的具体流程图。下面结合图1和图2，对本发明所述的用于判断钻井作业环空状态的方法(以下简称“环空状态判断方法”)进行详细说明。
[0052]
步骤s201基于初始的钻井液体系，利用六速旋转黏度计测量钻井液在不同黏度计转速下的转角，基于此，计算不同流变模式下的初始流变参数。在步骤s201中，基于钻井现场采集的初步钻井液体系样品，利用六速旋转黏度计，测量初始钻井液体系分别在3、6、100、200、300和600转速下的黏度计读数(该读数为转角数据，其中，每个旋转速度数据对应有相应的转角数据，形成为相应组的转速与转角数据)。
[0053]
而后，步骤s201会根据不同转速下的转角数据，计算不同流变模式下的流变参数。进一步，在钻井液为宾汉流体时(即当前流变模式为宾汉模式)，宾汉流体的流变参数包括：宾汉流体塑性粘度μ
pv
和宾汉流体屈服值τ
yp
。其中，根据不同转速下的转角数据，利用如下表达式，分别计算宾汉流体塑性粘度μ
pv
和宾汉流体屈服值τ
yp
：
[0054]
μ
pv
＝100(θ
6-θ3)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(1)
[0055]
τ
yp
＝0.511(2θ
3-θ6)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(2)
[0056]
其中，μ
pv
表示宾汉流体塑性粘度，单位为mpa.s；τ
yp
表示宾汉流体屈服值，单位为pa；θ3、θ6分别表示黏度计在转速为3、6时对应的转角数据。
[0057]
进一步，在钻井液为幂律流体时(即当前流变模式为幂律模式)，幂律流体的流变参数包括：幂律流体流性指数n和幂律流体黏稠系数k。其中，根据不同转速下的转角数据，利用如下表达式，分别计算幂律流体流性指数n和幂律流体黏稠系数k：
[0058][0059][0060]
其中，n表示幂律流体流性指数；k表示幂律流体黏稠系数，单位为pa.sn；θ
100
表示黏度计在转速为100时对应的转角数据。
[0061]
进一步，在钻井液为卡森流体时(即当前流变模式为卡森模式)，卡森流体的流变参数包括：卡森流体黏度η
∞
和卡森流体屈服值τc。其中，根据不同转速下的转角数据，利用如下表达式，分别计算卡森流体黏度η
∞
和卡森流体屈服值τc：
[0062][0063][0064]
其中，η
∞
表示卡森流体黏度，单位为mpa.s；τc表示卡森流体屈服值，单位为pa。这样，通过上述表达式(1)～(6)完成了针对不同流变模式的初始流变参数的计算，从而进入到步骤s202中。
[0065]
步骤s202根据步骤s201测量到的钻井液样品在不同转速下的转角数据，得到多组(例如：六组)剪切速率和剪切应力。其中，每组转速与转角数据组，利用如下表达式，计算出相应的一组剪切速率与剪切应力数据组：
[0066]
τi＝0.511θiꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(7)
[0067]
γi＝1.703niꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(8)
[0068]
其中，i表示剪切速率与应力数据组的组别序号；γi表示剪切速率，单位为s-1
；θi表示转角读数读值；τi表示剪切应力，单位为pa；ni表示转速。这样，根据表达式(7)和表达式(8)计算出多组(六组)剪切速率和剪切应力，从而结束上述步骤s110(步骤s202)，进入到步骤s120(步骤s203)中，以优选出最适合于初始钻井液体系配方的(最佳)流动模式。
[0069]
由于步骤s202得到的多组剪切速率和剪切应力，是初始钻井液体系在样品测试环境下的剪切速率与应力特征，因此，在步骤s203中，需要将步骤s202得到的多组剪切速率和剪切应力放置于不同井下流体流动模式环境之下。步骤s203基于宾汉模式、幂律模式和卡森模式的剪切速率与应力关系特征，由步骤s203得到的每组剪切速率和剪切应力(数据组)，转化为针对不同流动模式下的相应组的剪切速率与应力数据。
[0070]
进一步，在钻井液为宾汉流体时(即当前流变模式为宾汉模式)，利用如下表达式，将步骤s203得到的每组剪切速率和剪切应力(数据组)，转换为在宾汉流动模式下的剪切速率与应力数据组：
[0071][0072]
进一步，在钻井液为幂律流体时(即当前流变模式为幂律模式)，利用如下表达式，将步骤s203得到的每组剪切速率和剪切应力(数据组)，转换为在幂律流动模式下的剪切速率与应力数据组：
[0073][0074]
进一步，在钻井液为卡森流体时(即当前流变模式为卡森模式)，利用如下表达式，将步骤s203得到的每组剪切速率和剪切应力(数据组)，转换为在卡森流动模式下的剪切速率与应力数据组：
[0075][0076]
其中，τ
t
、γ
t
分别表示在当前流动模式下的转换后的剪切速率和剪切应力。由此，分别利用上述表达式(9)～表达式(11)将步骤s202计算得到的多组(六组)剪切速率与应力数据组，分别针对不同流动模式均得到多组(六组)剪切速率与应力数据组，从而进入到步骤s204中，以计算每种流动模式下的相关系数。
[0077]
步骤s204根据步骤s203得到的不同流动模式下的多组剪切速率与应力数据、以及步骤s201得到的不同流变模式下的初始流变参数，利用预设的线性化解式，对不同流变模式进行相关系数线性回归处理，得到针对每种流变模式的相关系数。其中，利用相关系数表征初始钻井液体系配方与不同流变模式的相适应程度。
[0078]
由于钻井液属于非牛顿流体，故针对宾汉流变模式、幂律流变模式和卡森流变模式，各自的数学表达式为：
[0079]
a)宾汉流变模式：τ＝τ
yp
μ
pv
×
γ；
[0080]
b)幂律流变模式：τ＝k
×
γn；
[0081]
c)卡森流变模式：
[0082]
由此，在步骤s204中，需要采用回归相关系数方法优选钻井液流变模式。在利用六速旋转黏度计实测钻井液的剪切速率与切力后，按不同流变模式的数学表达式进行线性回归，回归系数高的值对应的流变模式即为与所用钻井液体系最适应的流变模式。具体地，线性形式式化解表达式：τ
t
＝τ0 μ
×
γ
t
。其中，针对宾汉流变模式，τ0＝τ
yp
，μ＝μ
pv
；针对幂律流变模式，τ0＝lnk，μ＝n；针对宾汉流变模式，
[0083]
进一步，在步骤s204中，利用如下表达式，针对流变模式计算出相应的相关系数：
[0084][0085]
其中，r表示当前流动模式的回归相关系数，t表示当前流动模式下的剪切速率与应力数据组的组别序号，t表示当前流动模式下的剪切速率与应力数据组的总组数(六组)，γ
t
表示当前流动模式下一组剪切速率与应力数据组内的剪切速率，τ
t
表示当前流动模式下一组剪切速率与应力数据组内的剪切应力，表示当前流动模式下所有剪切应力数据的平均值，表示当前流动模式下所有剪切速率数据的平均值。r表示线性回归计算流变参数的相关程度，r越接近1表明拟合效果越好。
[0086]
由此，在利用上述表达式(12)计算出每种流变模式对应的相关系数后，进入到步骤s205中。步骤s205将步骤s204得到的所有相关系数中，最大相关系数对应的流变模式作为适应于初始钻井液体系配方的最佳流变模式。也就是说，选择r值为最大值所对应的流变模式，即为最合适的流变模式，从而步骤s205结束(即步骤s120结束)，进入到步骤s130(步骤s206)中，以计算最佳流变模式下的三个表征参数。
[0087]
步骤s206需要获取上述钻井液设计相关参数，从而确定出与钻井作业环空安全状态有关的各类参数信息，以作为计算上述三个表征参数的数据基础，而后进入到步骤s207中。
[0088]
步骤s207先根据步骤s206得到的钻井液设计相关参数、和步骤s205选定的最佳流变模式下的初始流变参数，计算表征井壁稳定状态特征的临界井径，而后根据当前临界井径，结合钻井液设计相关参数中的井眼直径，计算井壁冲蚀系数。
[0089]
具体地，在步骤s207中，首先计算与当前钻井液最佳流变模式相匹配的临界井径。在临界井径的计算过程中，需要计算出与当前最佳流变模式相适应的临界井径。首先，步骤s2071(未图示)构建针对当前最佳流变模式下的临界井径表达式。
[0090]
进一步，在最佳流变模式为宾汉流变模式时，利用如下表达式表示宾汉流变模式下对应的临界井径函数表达式：
[0091][0092]
进一步，在最佳流变模式为幂律流变模式时，利用如下表达式表示幂律流变模式
下对应的临界井径函数表达式：
[0093][0094]
进一步，在最佳流变模式为卡森流变模式时，利用如下表达式表示卡森流变模式下对应的临界井径函数表达式：
[0095][0096][0097]
其中，re＝2100，f(d
cr
)表示临界井径函数表达式(即关于临界井径的函数表达式)，d
cr
表示临界井径(单位为mm)，d
p
表示钻柱外径(单位为mm)，q表示钻井液排量(单位为l/s)，ρ表示钻井液密度(单位为g/cm3)，表示卡森流体的流核系数(亦称比流核，即流核半径与流动通道过流半径的比值)；re表示雷诺数，无因次。
[0098]
在完成针对不同流变模式下的临界井径函数表达式的构建后，进入到步骤s2072(未图示)中。步骤s2072(未图示)根据最佳流变模式下的初始流变参数、以及步骤s206得到的钻井液设计相关参数内的钻井液排量、钻井液密度和钻柱外径，采用牛顿迭代法，求解步骤s2071构建的最佳流变模式下的临界井径表达式。其中，采用牛顿迭代法求解临界井径的计算公式(临界井径求解方程)，如下表达式所示：
[0099][0100]
其中，f'(d
cr
)表示上述临界井径函数表达式的导数，d
cr0
表示临界井径d
cr
的迭代初始值。这样，在利用上述表达式(13)～表达式(17)求解出针对最佳流变模式的临界井径后，进入到步骤s2073(未图示)中。
[0101]
步骤s2073(未图示)根据临界井径和上述步骤s206得到的井眼直径，得到第一个表征参数，即井壁冲蚀系数。其中，井壁冲蚀系数利用如下表达式计算：
[0102][0103]
式中，kj表示井壁冲蚀系数，dh表示井眼直径。由此，在利用上述步骤s2071～步骤s2073完成了针对井壁冲蚀系数的计算，步骤s207结束，从而进入到步骤s208中，以对岩屑输送比进行计算。
[0104]
步骤s208先根据步骤s206得到的钻井液设计相关参数、和步骤s205选定的最佳流变模式下的初始流变参数，计算岩屑滑落速度和钻井液环空返速，而后，根据当前岩屑滑落速度、以及当前钻井液环空返速，计算岩屑输送比。
[0105]
具体地，在步骤s208中，首先步骤s2081(未图示)根据步骤s206得到的钻井液设计
相关参数内的井眼直径、钻柱外径和钻井液排量，计算钻井液环空返速。其中，钻井液环空返速利用如下表达式计算：
[0106][0107]
其中，va表示钻井液环空返速。在完成钻井液环空返速计算后，进入到步骤s2082(未图示)中。
[0108]
步骤s2082(未图示)根据上述钻井液设计相关参数内的岩屑当量直径、钻井液密度和岩屑密度，构建钻井液有效黏度与岩屑滑落速度关系(通)式。其中，利用如下表达式表示钻井液有效黏度与岩屑滑落速度关系式：
[0109][0110]
其中，vs表示岩屑下滑(滑落)速度，单位为m/s；μe表示岩屑滑落时的钻井液有效黏度，单位为mpa.s；dd表示岩屑的当量直径，单位为mm；ρ表示钻井液密度，单位为g/cm3；ρc表示岩屑密度，单位为g/cm3。由此，在完成钻井液有效黏度与岩屑滑落速度关系式的构建后，进入到步骤s2083(未图示)中。
[0111]
步骤s2083(未图示)基于步骤s2082建立的钻井液有效黏度与岩屑滑落速度关系式，结合步骤s2081得到的当前最佳流变模式下的钻井液环空返速和最佳流变模式下的初始流变参数，构建当前最佳流变模式下的岩屑滑落速度表达式，而后利用并采用牛顿迭代法，求解当前岩屑滑落速度表达式，从而得到当前最佳流变模式下的岩屑滑落速度。
[0112]
在步骤s2083(未图示)中，需要针对不同的最佳流变模式，生成相应的岩屑滑落速度表达式。首先，(第一步)需要根据当前最佳流变模式下的钻井液环空返速和最佳流变模式下的初始流变参数，来针对不同流变模式分别构建相应的指定流变模式下的钻井液有效黏度与岩屑滑落速度关系式。
[0113]
进一步，在最佳流变模式为宾汉流变模式时，利用如下表达式，表示宾汉流变模式下的钻井液有效黏度与岩屑滑落速度关系式：
[0114][0115]
进一步，在最佳流变模式为幂律流变模式时，利用如下表达式，表示幂律流变模式下的钻井液有效黏度与岩屑滑落速度关系式：
[0116][0117]
进一步，在最佳流变模式为幂律流变模式时，利用如下表达式，表示幂律流变模式下的钻井液有效黏度与岩屑滑落速度关系式：
[0118][0119]
这样，利用上述表达式(21)～表达式(23)，得到了参考了不同流变模式下流变参
数的钻井液有效黏度与岩屑滑落速度关系式，从而(第二步)将不同流变模式下的钻井液有效黏度与岩屑滑落速度关系式，分别代入上述表达式(20)中，从而针对不同的最佳流变模式，分别生成有相应的岩屑滑落速度表达式。而后，(第三步)采用牛顿迭代法，分别求解不同流变模式下的岩屑滑落速度表达式，由此，便针对每种最佳流变模式均得到相应的岩屑滑落速度。
[0120]
其中，采用牛顿迭代法求解不同流变模式下的岩屑滑落速度表达式(岩屑滑落速度求解方程)的迭代表达式，如下所示：
[0121][0122]
其中，f(vs)表示当前最佳流变模式下的岩屑滑落速度表达式，f'(vs)表示f(vs)的导数，v
s0
表示岩屑滑落速度vs的迭代初始值。这样，在利用上述表达式(20)～表达式(24)求解出针对最佳流变模式的岩屑滑落速度后，进入到步骤s2084(未图示)中。
[0123]
步骤s2084(未图示)根据步骤s2083求解出的岩屑滑落速度和步骤s2081得到的钻井液环空返速，计算第二个表征参数，即岩屑输送比。其中，岩屑输送比利用如下表达式计算：
[0124][0125]
式中，kk表示岩屑输送比。由此，在利用上述步骤s2081～步骤s2084完成了针对岩屑输送比的计算，步骤s208结束，从而进入到步骤s209中，以对环空动压系数进行计算。
[0126]
步骤s209先计算最佳流变模式下的雷诺数，并根据当前雷诺数，确定当前环空内钻井液流体的流态，从而计算符合当前流态的环空压力损耗、以及环空内流动条件下的钻井液当量密度，最后根据环空钻井液当量循环密度，结合钻井液设计相关参数内的钻井液密度，得到环空动压系数。
[0127]
具体地，在步骤s209中，首先步骤s2091(未图示)根据步骤s205确定的当前环空内钻井液流体的最佳流变模式来计算雷诺数，从而判断当前环空内流体流动的流态，然后进入到步骤s2092(未图示)中。步骤s2092(未图示)基于步骤s2091(未图示)确定出的当前环空内钻井液流体的流态，根据当前最佳流变模式下的初始流变参数、以及步骤s206得到的钻井液设计相关参数内的钻柱外径、井眼直径、钻井液密度和钻具长度，计算符合当前流态的环空压力损耗(环空循环压降)。
[0128]
进一步，在最佳流变模式为宾汉流变模式时，按照如下表达式(26)，计算最佳流变模式下的雷诺数re。其中，当re≤2100时，当前流态为层流；当re》2100时，当前流态为紊流。
[0129][0130]
其中，v表示环空内流体的平均流速，单位为m/s。
[0131]
进一步，在最佳流变模式为宾汉流变模式时，若当前环空内钻井液流体的流态为层流状态，则利用如下表达式，计算在宾汉流变模式下符合当前流态形式的环空压力损耗：
[0132][0133]
其中，p
la
表示环空压力损耗，单位为mpa。
[0134]
进一步，在最佳流变模式为宾汉流变模式时，若当前环空内钻井液流体的流态为紊流状态，则利用如下表达式，计算在宾汉流变模式下符合当前流态形式的环空压力损耗：
[0135]
p
la
＝ka×
l
×q1.8
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(28)
[0136][0137]
进一步，在最佳流变模式为幂律流变模式时，按照如下表达式(30)，计算最佳流变模式下的雷诺数re。其中，当re《re’时，当前流态为层流；当re》re”，当前流态为紊流；当re’≤re≤re”，当前流态为过渡流。
[0138][0139]
其中，re’表示层流临界雷诺数，re’＝3470-1370n；re”表示紊流临界雷诺数，re”＝4270-1370n。
[0140]
进一步，在最佳流变模式为幂律流变模式时，若当前环空内钻井液流体的流态为层流状态，则利用如下表达式，计算在幂律流变模式下符合当前流态形式的环空压力损耗：
[0141][0142]
进一步，在最佳流变模式为幂律流变模式时，若当前环空内钻井液流体的流态为紊流状态，则利用如下表达式，计算在幂律流变模式下符合当前流态形式的环空压力损耗：
[0143]
p
la
＝ka×
l
×q[14 (n-2)(1.4-lgn)]/7
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(32)
[0144][0145]
进一步，在最佳流变模式为幂律流变模式时，若当前环空内钻井液流体的流态为过渡状态时，可通过线性插值的方法来求解环空压力损耗信息：
[0146][0147]
进一步，在最佳流变模式为卡森流变模式时，利用如下表达式，分别计算在卡森流变模式下符合紊流或层流形式的环空压力损耗：
[0148]
[0149]
层流状态下：
[0150]
紊流状态下：
[0151][0152][0153]
其中，当re≤2100时，当前流态为层流；当re》2100时，当前流态为紊流。这样，利用上述表达式(26)～表达式(39)计算出了当前最佳流变模式下符合相应的环空内钻井液流体流态的环空压力损耗，从而进入步骤s2093(未图示)中。
[0154]
步骤s2093(未图示)根据当前目标井段的井深、钻井液密度以及步骤s2092得到的环空压力损耗，计算钻井液在环空内流动条件下的当量循环密度。其中，利用如下表达式计算环空钻井液当量循环密度：
[0155][0156]
其中，ecd表示环空钻井液当量循环密度，单位为g/cm3；pm表示钻井液静液柱压力，单位为mpa；h表示目标井段的深度，单位为m。这样，在利用表达式(37)计算出针对最佳流变模式的环空钻井液当量循环密度后，进入到步骤s2094(未图示)中。
[0157]
步骤s2094(未图示)根据步骤s2093得到的环空钻井液当量循环密度，结合钻井液密度，计算第三个表征参数，即环空动压系数。其中，环空动压系数利用如下表达式计算：
[0158][0159]
式中，km表示环空动压系数。由此，在利用上述步骤s2091～步骤s2094完成了针对环空动压系数的计算，步骤s209结束，即步骤s130结束，从而进入到步骤s140(步骤s210)中，以对当前环空的安全状态进行诊断。
[0160]
步骤s210获取目标井段对应的地层岩性，从预先构建的环空状态表征参数安全范围，中，筛选出满足目标井段地层岩性条件的环空状态表征参数安全范围，记为目标安全范围。表1展示出了本发明实施例中针对不同种表征参数所推荐的环空状态表征参数安全范围(环空安全状态控制的标准值范围)。
[0161]
进一步，在本发明实施例中，在井壁冲蚀系数对应的环空状态表征参数安全范围内，按照不同的目标井段地层岩性进一步进行了划分，划分结果如表1所示，针对不同的目标井段地层岩性，将井壁冲蚀系数的环空状态表征参数安全范围进一步划分为三个子范围。具体地，当目标井段地层岩性为第一类岩性时，(第一类)井壁冲蚀系数的环空状态表征参数安全范围优选为0～0.10；当目标井段地层岩性为第二类岩性时，(第二类)井壁冲蚀系数的环空状态表征参数安全范围优选为-0.15～0；当目标井段地层岩性为第三类岩性时，(第三类)井壁冲蚀系数的环空状态表征参数安全范围优选为-0.05～0.05。
[0162]
进一步，在本发明实施例中，岩屑输送比对应的环空状态表征参数安全范围优选
为大于0.5。
[0163]
进一步，在本发明实施例中，环空动压系数对应的环空状态表征参数安全范围优选为小于1.03。
[0164]
表1环空状态表征参数安全范围
[0165][0166]
在筛选出符合当前目标井段地层岩性特征的目标安全范围，进入到步骤s211中，将当前目标安全范围作为诊断当前钻井作业环空状态的依据。
[0167]
步骤s211将步骤s207得到的符合当前最佳流变模式下的井壁冲蚀系数、步骤s208得到的符合当前最佳流变模式下的岩屑输送比、以及步骤s209得到的符合当前最佳流变模式下的环空动压系数，分别与上述目标安全范围中不同表征参数对应的安全评价范围进行对比，在每类表征参数均达到相应类型的安全评价范围时，确定当前钻井作业的环空状态为安全状态。由此，完成钻井作业环空状态判断方法。
[0168]
另外，若有其中一类或几类表征参数不属于相应类型的安全评价范围，则确定当前环空内的钻井液流动状态属于不安全状态，此时，表明当前钻井液施工参数无法保障环空安全状态，即当前钻井作业的环空状态存在风险，从而进入到步骤s212中。
[0169]
步骤s212需要调整钻井液排量数据和/或钻井液体系配方参数。
[0170]
这样，本发明通过上述步骤s201～步骤s212实现了以确保井壁合理的冲蚀、井眼清洁、地层稳定、窄密度窗口安全钻进及钻井速度的提高为设计目标的钻井作业环空状态判断方法，充分考虑了环空安全状态所涉及的各类影响因素，能够在实钻之前判断出当前设计的钻井液施工参数是否达到环空安全标准，进一步指导钻井液流变参数的优化设计，以实现安全优快钻井作业施工。
[0171]
实施例三
[0172]
本发明实施例开展的环空状态判断方法，已在塔里木盆地、松辽盆地等多口井现场施工中得到了应用，现场施工安全顺利，有效避免了前期井起下钻遇阻、划眼时间长、易塌地层严重扩径的工程问题。
[0173]
第一个示例
[0174]
下面展示出将本发明实施例所述的钻井作业环空状态判断方法应用于西北某油田a井后的实施流程及效果。
[0175]
华北某油田a井设计参数，钻进井深3000～3500m砂泥岩互层，钻井液密度为
1.20g/cm3，钻柱直径127mm、钻头直径215.9mm，钻井液排量25l/s，返出岩屑当量直径8mm，钻屑密度2.7g/cm3。按照如下步骤进行井筒安全状态判断：
[0176]
步骤一：现场在振动筛与井口连接导流槽处采集钻井液样本，利用范氏35型六速旋转黏度计测量其在φ600、φ300、φ200、φ100、φ6、φ3的转角数据。其中，在不同转速下的转角数据读数，参见表2。
[0177]
表2范氏35型六速旋转黏度计测量值
[0178][0179]
计算不同流变模式下的流变参数，计算结果见表3。
[0180]
表3不同流变模式下的流变参数
[0181][0182]
步骤二：按照τi＝0.511θi，γi＝1.703ni分别计算不同转速下τi值和γi值，计算结果见表4。
[0183]
表4不同转速下τi值和γi值
[0184]
τ
600
τ
300
τ
200
τ
100
τ6τ325.5516.35212.7758.1762.0441.533γ
600
γ
300
γ
200
γ
100
γ6γ31022511340.7170.310.225.11
[0185]
步骤三：按宾汉、幂律、卡森模式进行线性形式化解，化解形式为：τ
t
＝τ0 μ
×
γ
t
。计算剪切速率γ与切力τ的线性相关系数r的大小，计算结果见表5：
[0186]
表5相关系数
[0187]
流型模式相关系数宾汉流体0.9852幂律流体0.9982卡森流体0.9970
[0188]
根据回归相关系数r最大值，选择幂律流体模式为最佳流变模式进行设计计算。
[0189]
步骤四：选定最佳流变模式后，计算临界井径d
cr
和井壁冲蚀系数kj；计算岩屑滑落速度vs、环空返速va和计算岩屑输送比kk；计算环空压力损耗p
la
和计算环空动压系数km。kj、kk、km计算结果见表6。
[0190]
表6 kj、kk、km计算结果
[0191]
环空状态表征参数计算结果井壁冲蚀系数k
j-0.1292岩屑输送比kk0.9645环空动压系数km1.0364
[0192]
步骤五：按照表1环空安全状态判断条件进行判断，井壁冲蚀系数kj为-0.1292、环空动压系数km为1.0364不能够满足砂岩泥岩交互地层安全钻井需要，现场采取降低钻井液排量、向钻井液中加入流型调节剂等措施进行调整，以达到安全范围要求。
[0193]
第二个示例
[0194]
下面展示出将本发明实施例所述的钻井作业环空状态判断方法应用于塔里木盆地a井后的实施流程及效果。
[0195]
塔里木盆地a井在二开井段苏维依与卡普砂良群钻进时，使用30l/s排量钻进疏松砂岩地层时，钻时快，但经常出现起下钻遇阻等现象，起出钻头壁被泥皮包覆，为避免井下复杂情况发生，不得不采取每钻4-5个单根后短起下等措施，影响了钻井时效。经计算井壁冲蚀系数kj为-0.20、岩屑输送比kk为0.45、环空动压系数km为1.035，分析认为钻井液对井壁冲刷力、井眼净化能力不足，现场由于沙尘暴无法快速调整钻井液性能的情况下，单将钻井液排量提高至38-40l/s，冲刷系数kj保持在0.05-0.1之间，岩屑输送比kk达到0.72，环空动压系数km保持在1.027～1.029之间，起下钻复杂情况消失，应用效果明显。
[0196]
第三个示例
[0197]
下面展示出将本发明实施例所述的钻井作业环空状态判断方法应用于松辽盆地a井后的实施流程及效果。
[0198]
松辽盆地a井三开井段营城组，地层岩性为砂泥岩互层，使用钻井液体系为聚磺钻井液体系，高温高压滤失、滚动回收率等指标满足要求。钻井基本参数为：钻头直径311.2mm，钻具外径203mm，钻井液密度1.35g/cm3，φ600、φ300、φ200、φ100、φ6、φ3读值分别为73、50、42、33、12、11，施工排量为30～40l/s。起下钻阻卡进而导致卡钻。采用环空安全状态判断方法，拟合钻井液六速值，优选流型为幂律流体，其井壁冲刷系数kj为-0.23，表现为井壁冲砂不足。通过调整钻井液n、k值，加大排量到60～70l/s，井壁冲刷系数kj改善为-0.05～0.05，改善环空状态，起下钻恢复通畅。
[0199]
第四个示例
[0200]
下面展示出将本发明实施例所述的钻井作业环空状态判断方法应用于西北某油田b井后的实施流程及效果。
[0201]
西北某油田b井，在二开1200～3800m井段钻井作业中，现场多次取样计算得出井壁冲蚀系数kj、岩屑输送比kk、环空动压系数km，计算结果见表7。依据本判断方法，科学指导了现场钻井施工。在使用相同钻井液体系的情况下，通过及时调整钻井液性能参数与施工排量，未出现井眼异常现象，起下钻划眼时间缩短60％，易坍井段平均井径扩大率缩小20％。
[0202]
表7钻井作业环空安全状态的判断方法应用
[0203][0204]
本发明公开了一种用于判断钻井作业环空状态的方法，该方法适用于石油天然气钻井工程领域。本发明充分考虑了钻井液在井下环空内的流动模式、流动状态、以及地层岩性，计算出能够表征环空安全状态的三个表征参数(井壁冲蚀系数kj、岩屑输送比kk，环空动压系数km)，由此，通过上述三种表征参数来判断钻井作业环空状态的安全性。本发明综合了钻井液性能与工程参数的协同因素，能够合理反映井眼净化、井壁稳定、悬浮岩屑以及井内液柱压力激动的环空状态，以环空安全状态为优化目标，对钻井工程设计、现场施工均具有重要的指导意义与应用价值。另外，随着国内常规及非常规油气勘探开发工作量不断上升，深井、超深井、特殊结构井等钻井工作量不断增加，本发明提出的环空状态判断方法，有利于保障钻井工程安全优质施工，较少井下复杂，具有十分广阔的应用前景。
[0205]
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉该技术的人员在本发明所揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。
[0206]
应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定结构、处理步骤或材料，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。
[0207]
说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。
[0208]
虽然本发明所揭露的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。