南海神狐海域水合物地层多物理场耦合模型及井壁坍塌规律分析

李阳，程远方，闫传梁，王志远，张庆轩

(1.中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东青岛，266580；2.中国石油大学(华东) 理学院，山东青岛，266580)

天然气水合物是一种在低温高压条件下由甲烷气体与水形成的类冰状晶体化合物，具有极高的碳含量，被视为当前最具开采潜力的清洁油气接替能源[1-3]。由于天然气水合物晶体的形成需要低温高压条件，通常赋存在永久冻土带和深水地层[4]。根据中国地质调查局的勘探结果，位于南海北部陆坡中段的神狐海域浅部地层孔隙中富集有大量水合物[5]，该海域水深为1.0～1.7 km，新生代沉积厚度达1 000～7 000 m，有机碳质量分数达0.46%～1.90%[6]。水合物主要赋存在距泥线197～220 m 深度范围内，饱和度在20%～48%之间，天然气水合物储量达到800 亿t，可开采潜力巨大[7]。由于含水合物沉积物的埋藏深度较浅，地层受上覆层的压实效应较小，强度低[8]，同时，水合物在地层孔隙中起到了一定的胶结作用，在水合物钻采过程中，工程扰动改变了地层原本稳定的温度、压力场，使水合物发生分解，地层强度进一步下降，可能诱发一系列地质力学问题如地层沉降、井壁失稳、产层出砂等[8]。井壁稳定是指钻井过程中通过钻井液维持井眼的稳定性，避免井壁的坍塌与破坏。与常规地层相比，由于水合物地层胶结差、强度低，井周地层在地应力及钻井液液柱压力的共同作用下产生极大的塑性变形。同时，由于钻井液与地层间的传热作用会导致水合物分解，地层强度下降，地层的屈服范围进一步增加[9]，因此，不当的钻井方案会对井壁稳定产生极大风险。为解决水合物地层的井壁失稳问题，SUN 等[10]提出通过调节钻井液盐度，降低相同钻井条件下井周地层的水合物的分解程度，从而减少井壁失稳的风险。李庆超等[11]建立了水合物地层二维井壁稳定数值模型，分析了不同钻井液温度下的储层钻井液密度下限，发现对于井眼稳定性的要求越高，钻井所需的最低钻井液密度越大。LI等[9]通过分析水合物地层井眼周围塑性区的演化特征认为水合物的分解会导致近井地层力学性能软化，在水合物未分解区域产生二次应力集中，这也是塑性区不断向远井地层发展的原因。王华宁等[12]基于摩尔-库仑准则推导了水合物地层钻井过程中的井周应力及位移的解析解，并指出水合物分解导致的地层弹性减小在低钻井液液柱压力条件下会减小塑性区范围，高钻井液液柱压力会增加塑性区范围。这些模型分析了钻井过程中地层温度、孔隙压力及地层力学性能的改变对井周地层水合物饱和度、塑性区发展的影响。在实际钻井过程中，过大的塑性变形会导致井壁坍塌，但这些研究忽略了井壁坍塌时井眼结构改变对地层各物理场分布的影响。本文针对水合物地层的力学特征，建立一个考虑水合物相变的热-流-固多物理场耦合模型，并采用任意的拉格朗日-欧拉(ALE)自适应网格方法模拟井壁坍塌过程[13-14]，以此分析水合物地层钻井过程中井周地层温度、压力、塑性变形及井眼形态的演化规律，并进一步研究钻井时间、钻井液温度及钻井液密度对井壁稳定的影响，最终建立不同钻井液温度、钻井液密度及钻井时间下的井眼扩径图版，以便为水合物地层钻井方案的设计提供理论依据。

1 数学模型

在钻井过程中，钻井液的扰动会改变井周地层的温度和孔隙压力，当地层环境不再满足水合物的相平衡条件时，水合物会发生分解，进而改变地层的传热、渗流及力学性能，导致井周地层塑性变形增加。当塑性变形累积到一定程度后，井壁会出现坍塌，进一步改变地层传热、渗流路径及应力分布。因此，水合物储层井壁稳定过程是一个多物理场耦合的动态发展过程[15-16]。

1.1 基础控制方程

在平衡状态下，水合物地层的固相介质外力作的虚功总和恒等于内力在微段变形上所作虚功的总和，可由虚功原理进行描述[13]：

式中：V为地层单元体积；Sa为地层单元体表面积；σ为总应力矩阵；δε为虚应变率矩阵；ts为表面力矢量；f为体积力矢量；δv为虚速度矢量。

水合物地层流体运移满足质量守恒定律[17]：

式中：ρf为流体密度；φ为多孔介质有效孔隙度；vfp为渗流速度；n为任意截面外法线方向。

当考虑孔隙压力对地层应力场的影响时，可根据有效应力原理进行计算：

式中：σ′为有效应力；m0为有效应力系数；Pf为地层孔隙压力。

根据能量守恒定律，水合物地层的温度场控制方程为[18]

式中：ρ为土体密度；˙为土体内能随时间的增加率；δT为温度变分场；λ为热导率矩阵，由傅里叶定律F=确定；F为热流量；r为单位体积单元内部产生的热量；h为流入单位体积单元内的热通量。

在高温低压条件下，天然气水合物会吸热分解。水合物的分解速率会受到相平衡压力的影响，水合物的相平衡压力与相平衡温度之间满足指数关系[19]：

其中：Peq为温度为T时水合物相平衡压力；a和b为实验参数；T为温度。当T＞0 ℃时，对于甲烷水合物，a=39，b=8 533[19]。甲烷水合物的分解速率如下式所示：

式中：为甲烷水合物分解速率，kg/(m3·s)；Mh为甲烷水合物摩尔质量，mol/kg；k0d为甲烷水合物分解速率常数，36 000 mol/(MPa·m2·s)；E为活化能，J/mol；R为通用气体常数，8.314 J/(mol·K)；Sg为气体饱和度；Sw为水饱和度；k为多孔介质有效渗透率，与水合物的饱和度有关，μm2；Pp为孔隙压力，Pa[19-20]。

1 mol 甲烷水合物可以分解成约1 mol 水和6 mol甲烷气体，因此，甲烷水合物分解时甲烷气和水的生成速度率如下式所示[21]：

其中：为甲烷气生成速率，kg/(m3·s)；为水生成速率，kg/(m3·s)；Mg为甲烷气相对分子质量；Mw为水相对分子质量。

水合物分解过程反应热可由下式计算[22]：

其中：ha为水合物分解的吸热速率，106J/(m3·s)；hr为水合物分解反应热，53 kJ/mol；为甲烷水合物的生成速率，kg/(m3·s)。

1.2 物性参数模型

1.2.1 热学参数

水合物分解前后储层的孔隙结构及孔隙填充物会发生变化，严重影响其热学性能。水合物地层导热系数随饱和度的变化关系式为

式中：为综合导热系数，W/(m·℃)；λw为水的导热系数，W/(m·℃)；λg为气体导热系数，W/(m·℃)；λr为岩石导热系数，W/(m·℃)；λh为水合物导热系数，W/(m·℃)；φ0为沉积物初始孔隙度。水合物地层比热容随饱和度的变化关系式为

式中：为综合比热容，J/(kg·℃)；cw为水的导热系数，J/(kg·℃)；cg为气体导热系数，J/(kg·℃)；cr为岩石导热系数，J/(kg·℃)；ch为水合物导热系数，J/(kg·℃)。

1.2.2 力学参数

由于水合物在储层中起到了一定的胶结作用，水合物饱和度的变化会改变水合物沉积物的力学性能，本文采用改进的摩尔-库伦准则作为水合物地层的屈服准则[23]。

式中：τ为剪切应力，MPa；c(Sh)为水合物沉积物内聚力，MPa，其大小与水合物沉积物的饱和度有关；σ为围压，MPa；φ为内摩擦角，(°)。

式中：c(Sh=0)为水合物饱和度为0 时的地层内聚力，MPa；α和β为材料参数；Sh为水合物饱和度。

在不同应力状态下，水合物地层临界最大主应力表达式为

式中：σ1f为临界最大主应力，若σ1f＞σ1，则该区域地层处于塑性变形累积阶段；σ1为最大有效主应力；σ3为最小有效主应力。

随着水合物饱和度的变化，地层弹性模量呈线性变化，可由下式进行描述[24]：

式中：E(Sh=0)为水合物饱和度为0时沉积物弹性模量，MPa；a1为材料参数。

1.2.3 多孔介质参数

由于水合物以固体形式存在于地层的孔隙中，不参与流体的流动，因此，水合物的饱和度会严重影响地层的实际渗透率与有效孔隙度。水合物分解过程中地层的实际渗透率和有效孔隙度分别如式(16)和(17)所示[25]。

式中：k为多孔介质有效渗透率，与水合物的饱和度有关，μm2；k0为沉积物原始渗透率，μm2；φ0为沉积为初始孔隙度，(°)；φ为多孔介质有效孔隙度，(°)。

1.3 井壁坍塌控制法则

由于井眼应力集中的作用，井周地层会产生塑性变形，过大的塑性变形会导致地层的坍塌破坏，坍塌的地层从井眼脱落后会形成新的井眼。井壁坍塌速率为[26-27]：

式中：ζ为井壁已破坏地层的坍塌速率，s-1；εeq为等效塑性应变；εc为井壁坍塌的塑性应变临界值；λ1和λ2为砂岩井壁坍塌速率常数，s-1。

2 水合物地层井壁坍塌数值模型建立及验证

2.1 水合物地层井壁坍塌数值模型计算流程

采用ABAQUS 有限元软件对上述建立的数学模型进行建模及求解。ABAQUS 软件是一款可以用于多孔介质渗流、传热、变形等多物理场耦合分析的有限元软件，其具有强大的固体力学非线性求解性能，被广泛用于岩土力学分析。同时，ABAQUS 软件提供了大量的用户子程序接口用于用户自定义建模分析。为了分析水合物地层钻井过程中井眼的坍塌规律，在ABAQUS 自有功能的基础上编译了USDFLD 子程序、HETVAL 子程序及UMESHMOTION子程序。其中，USDFLD子程序用于实现温度-孔压场改变导致的水合物分解，HETVAL 子程序用于分析水合物分解所产生的相变潜热，UMESHMOTION子程序用于分析井周地层的塑性坍塌过程。计算的具体流程如图1所示。在迭代计算开始之前，通过USDFLD 子程序提取地层初始温度、孔隙压力分布，通过天然气水合物分解动力学公式计算每个单元的水合物分解速率并以此更新地层水合物饱和度分布，进而计算地层的材料属性；在温度场计算过程中，通过前后分析步之间地层水合物饱和度之差计算水合物相变潜热(HETVAL)；在应力场计算过程中，通过获取地层的塑性应变分布，判断地层会出现坍塌的区域，根据地层塑性应变计算井壁坍塌速率，通过ALE 自适应网格方法模拟地层的坍塌过程，从而实现水合物地层井壁坍塌数值模型的计算。

图1 用户二次开发子程序类型及基本原理Fig.1 Types of user subroutine and basic principle

2.2 水合物地层井壁坍塌数值模型验证

根据钻井过程中井周地层的温度、孔压及应力的分布特征，建立一个井壁稳定数值计算模型，如图2所示。初始时刻对模型施加原始地层的温度场、孔隙压力场、地应力场及水合物饱和度场，模型外边界施加位移约束、孔隙压力及温度边界条件。井眼钻开后，对井眼施加压力载荷和孔隙压力，其大小等于钻井液液柱压力，同时在井眼内边界施加温度边界条件。为了更加精确地模拟井周地层水合物的分解，对距井眼中心3 m内的地层进行了网格加密，同时将该区域的网格属性设置为自适应性网格。模型计算所需的材料参数如表1所示[24,28]。

图2 模型几何尺寸及边界条件Fig.2 Model geometry and boundary conditions

表1 模型计算材料参数[24,28]Table 1 Material parameters of model calculation[24,28]

为了验证井壁稳定分析模型计算结果的准确性，首先建立直井壁稳定分析模型，将模型结果与SUN 等[10]采用tough+hydrate 软件计算得到的钻井过程水合物饱和度分布结果进行对比，并进一步通过南海神狐海域SH2 站点的实际井径测井数据反演井壁坍塌速率的参数，验证模型模拟工况如表2所示[10]。

表2 验证模型模拟工况[10]Table 2 Simulation conditions of verified model[10]

图3所示为井眼周围水合物饱和度分布，其中，虚线为SUN 等[10]得到的计算结果，实线为本文计算结果。对比两者计算结果，发现水合物完全分解范围最大误差为5.38%，水合物分解前缘的最大误差为5.60%，因此，所建立的模型具有较高的精度，可用于计算水合物地层钻井过程的水合物饱和度。

图3 验证模型水合物饱和度分布Fig.3 Hydrate saturation distribution of verified model

图4所示为南海SH2 站点井径录井结果，217.5 m 深处井眼直径为0.259 m，井眼扩径率为13.30%；232 m深处井眼直径为0.27 m，井眼扩径率为18.1%[29]。结合PAPAMICHOS等[26-27]针对砂岩地层的裸眼井坍塌实验结果，可以获取井壁坍塌的塑性应变临界值εc为0.03，坍塌速率参数λ1和λ2分别为1.50 和0.06。图5所示为井壁坍塌数值模型计算结果。从图5可见：井眼打开24 h后，217.5 m深度地层井眼扩径率为14.43%，与测井结果的相对误差为8.5%；232 m 深度地层井眼扩径率为16.71%，与测井结果的相对误差为7.68%，可见计算结果具有较高的精度，所建立的模型可以用于评估水合物地层井壁稳定性。

图4 南海SH2站点井径录井结果Fig.4 Well diameter logging results at site SH2 in the South China Sea

图5 水合物地层直井井壁坍塌计算结果Fig.5 Calculation results of wellbore collapse of vertical well in hydrate formation

2.3 水合物地层水平井井壁坍塌数值模型

根据我国南海神狐海域水合物地层二次试采地层参数及井身结构，建立水合物地层水平井井壁坍塌数值模型。所建立的模型深为1 225 m，水平井眼距泥线深度为185 m，水平井井眼轴线方向为最大水平地应力方向。表3所示为计算所需的参数[30]。

表3 南海神狐海域水合物二次试采水平井地质参数[30]Table 3 Geology parameters of the second hydrate production test horizontal well in Shenhu area of South China sea[30]

3 井壁的坍塌对水合物地层井壁稳定的影响

为了分析井壁坍塌对水合物地层井壁稳定的影响，同时建立1个不考虑井壁坍塌的井壁稳定模型进行对比分析。图6所示为井眼钻开48 h后2个模型最小水平地应力方向(x方向)、上覆岩层压力方向(y方向)温度及水合物饱和度分布规律；图7所示为2种模型的井周塑性区及井眼形状及塑性应变演化云图。从图6和图7可见：不考虑井壁坍塌的水合物井壁稳定分析模型可以表征井周地层的塑性变形累积与塑性屈服区的演化，但不能计算地层破坏后传热路径及井眼结构改变导致的地层力学行为的变化。传统模型实际反映的是井周地层在应力集中作用下产生少量塑性收缩变形，如初始井眼半径为165.6 mm，井眼打开48 h 后井眼半径收缩量为0.15 mm，这也导致计算的地层温度及水合物饱和度分布在不同方向的差异性很小。但在实际钻井过程中，由于地应力非均匀性的影响，井眼的应力集中会出现方向上的差异，导致井周地层的坍塌程度在不同方向差别较大。

图6 井眼钻开48 h后地层温度及水合物饱和度分布Fig.6 Formation temperature and hydrate saturation distribution when wellbore is drilled for 48 h

图7 2种计算模型井眼形状及塑性应变演化云图Fig.7 Wellbore shapes and plastic strain evolution cloud maps of two models

2种计算模型井眼钻开48 h后塑性应变分布曲线对比见图8。考虑井壁坍塌的模型计算结果表明，48 h后，x方向井眼扩径率为40.3%，y方向为23.4%。由于不同方向处井壁的坍塌程度不同，会逐渐形成椭圆形井眼，使得不同方位处井眼半径出现差异，地层传热路径发生改变。在相同钻井液浸泡时间下，x方向钻井液会加热更多的地层(图6(a))，使得该方向水合物分解范围更大(图6(b))，如48 h 后，x方向水合物分解前缘距井眼中心0.6 m，而y方向为0.58 m。水合物分解的不均匀性会导致井周塑性区发展的不均匀性进一步增加，48 h 后，2 个模型x方向井壁处的塑性应变差为0.013，y方向达0.018(图8(a))；2 个模型塑性区分布的对比结果也表明，井壁的坍塌会导致更大范围的地层进入塑性变形状态，当不考虑井壁坍塌效应时，x方向塑性区半径为0.62 m，而考虑井壁坍塌效应时，塑性区半径达0.69 m，增加了11.3%(图8(b))。

图8 2种计算模型井眼钻开48 h后塑性应变分布曲线对比Fig.8 Comparison of plastic strain distribution curves of two models when wellbore is drilled for 48 h

图9所示为48 h 后，2 种计算模型的地层实际最大主应力(x方向)与临界最大主应力分布。临界最大主应力为地层在当前的最小主应力及地层内聚力、内摩擦角条件下所能承受的最大主应力，实际最大主应力与临界最大主应力重叠的区域表明当前该区域处于塑性应变累积的状态。对于井周地层，由于超出临界塑性应变的地层逐渐从井眼剥离，随后形成新的应力集中区，导致井周的塑性区不断发展。因此，在实际钻井过程中，井壁坍塌会导致地层传热路径发生改变，造成井周温度场非均匀分布，水合物分解范围在不同方向出现差异，同时，由于水合物不断分解，形成新的应力集中区与范围更大的塑性区。在建模计算过程中，忽略井壁坍塌这种井眼结构本身的演化会导致对水合物地层井眼扩径率的评估结果偏小，不利于真实反映水合物地层钻井过程井眼的力学演化过程。

图9 48 h后最小水平地应力方向最大主应力分布Fig.9 The maximum principle stress distribution in the minimum in-situ stress direction after 48 h

4 井壁稳定影响因素分析

4.1 钻井时间对井壁稳定的影响

当钻井作业导致地层的温度、压力不满足水合物的相平衡条件时，地层孔隙中的水合物会出现分解，且随着钻井时间增加，水合物的分解范围逐渐扩大，严重加剧井壁的垮塌。这里针对钻井时间对井壁稳定的影响进行分析。图10所示为不同钻井时间下水合物分解前缘与井眼扩径率分布(x方向)。从图10可见：水合物分解前缘随钻井时间增加而逐渐向远井地层发展，但推进速率逐渐下降；井眼扩径率随钻井时间增加呈非线性增加，如井眼钻开6 h后，水合物的分解前缘位置距井眼中心为0.352 m，而井眼的扩径率仅为0.4%；当井眼钻开24 h 后，水合物分解前缘为0.606 m，而井眼扩径率达到了12.59%。水合物分解前缘推进速度下降的原因是随着水合物分解范围增加，分解前缘推进相同距离需要分解水合物的量越大。对于井眼来说，随着钻井时间增加，井周地层的塑性变形不断累积，同时，水合物分解导致的地层力学性能下降，会进一步加剧地层的不稳定性。因此，在水合物地层钻井作业过程中，当钻井时间较短时，水合物的分解范围、井周地层的塑性变形量较小，井壁坍塌不明显；但随着钻井时间增加，不当的钻井作业方案对井壁稳定的影响增大，钻井时间将成为影响井壁稳定性不可忽视的因素。

图10 不同钻井时间下水合物的分解前缘距井眼中心距离与井眼扩径率分布Fig.10 Distance from hydrate decomposition front to wellbore center and wellbore enlarge rate at different time

4.2 钻井液温度的影响

在常规地层钻井过程中，钻井液温度对井壁的影响主要为温差产生的热应力。但对于水合物储层来说，当钻井液温度高于水合物相平衡温度时，水合物会出现分解，极大地降低了水合物地层的力学性能，使得水合物地层的井壁稳定性具有极强的钻井液温度相关性。图11所示为钻井液温度为10，20，30和40 ℃时，井眼钻开48 h后的井周温度场及塑性应变分布(钻井液密度为1 t/m3)。从图11可以看出：在相同条件下，随着钻井液温度升高，水合物地层井眼扩径率迅速增大，如当钻井液温度为20 ℃时，x方向井眼扩径率为26.48%，当钻井液温度为40 ℃时，该方向井眼扩径率增至48.41%。这是由于随着钻井液温度升高，地层与钻井液间的热交换加剧，水合物的分解范围也随之增大，如图12所示。需要注意的是，当钻井液温度为10 ℃时，钻井作业过程中水合物未出现分解，井周地层仍出现垮塌，尤其是x方向井眼扩径率达26.26%。这是由于水合物地层具有弱胶结、低强度的特性，当钻井液密度较低时，即使水合物未出现分解，井壁也难以维持稳定。

图11 不同钻井液温度下地层温度及塑性应变分布Fig.11 Distribution of formation temperature and plastic strain at different drilling fluid temperatures

图12 不同钻井液温度下地层水合物饱和度分布Fig.12 Distribution of formation hydrate saturation at different drilling fluid temperatures

因此，在水合物地层钻井过程中，当钻井液密度不变时，降低钻井液温度可以有效降低水合物的分解范围，减少地层坍塌导致的井眼扩径。但当钻井液温度低于水合物相平衡温度时，地层中的水合物不会因地层温度场的变化而发生分解，进一步降低钻井液温度没有意义，此时，井眼的坍塌范围取决于井周地层的力学性能及应力状态。

4.3 钻井液密度的影响

在钻井过程中，钻井液密度会极大地影响井周地层的应力状态，同时，钻井液液柱压力会改变地层孔隙压力的分布，这是维持水合物地层井壁稳定最主要的因素。这里对不同钻井液密度下水合物地层井壁坍塌演化规律进行分析。

图13所示为不同钻井液密度下的井眼形状演化。不同钻井液密度下单位长度井眼坍塌体积如图14所示。从图13和图14可见：初始时刻，井眼在应力集中的作用下出现一定收缩，但随着钻井时间增加，井壁逐渐出现坍塌，且坍塌范围逐渐增大；随着钻井液密度增加，在相同钻井时间内，井眼的坍塌体积逐渐降低；当钻井液密度为920 kg/m3时，井眼钻开48 h 后单位长度井眼的坍塌体积为0.346 m3/m；当钻井密度为1 070 kg/m3，井眼钻开48 h 后单位长度井眼的坍塌体积为0.00 492 m3/m，可见合理增加钻井液密度可有效控制井周水合物地层的垮塌程度。

图14 不同钻井液密度下单位长度井眼坍塌体积Fig.14 Wellbore collapse volume per unit length under different drilling fluid densities

当钻井液密度较低时(钻井液密度低于1 000 kg/m3)，虽然井眼的垮塌速率在方向上存在差异，但仍为整体垮塌；而当钻井液密度较高时(1 070 kg/m3)，井眼垮塌仅出现在水平地应力方向，上覆岩层压力方向呈现少量收缩，说明此时钻井液液柱压力可维持垂直方向的井壁稳定。

在水合物地层钻井过程中，钻井液密度是维持井壁稳定的决定性因素。但随着钻井液温度及钻井时间增加，井壁失稳风险会急剧增加。因此，采用合理钻井液密度并控制适当的钻井液温度及钻井时间是保证水合物地层井壁稳定的关键。

4.4 钻井液密度-温度-时间综合图版

在水合物储层这种弱胶结地层钻井时，少量的井壁坍塌无法避免，但过大的井眼扩径会严重影响后续固井、完井的质量，因此，控制井眼扩径在合理的范围内至关重要。通过上述分析可知水合物地层的井壁坍塌是一个与钻井液密度、温度相关的动态过程，单纯建立钻井液安全密度窗口不能指导水合物地层的钻井作业。因此，在钻井液密度设计中还需要结合温度、时间等因素的影响，在工程允许的井眼最大扩径率下，建立钻井液密度-温度-时间综合分析图版。

图15所示为不同钻井液温度下钻井液密度-钻井时间-井眼扩径率图版。根据所建立的图版，可以选择不同工况下的钻井液密度与温度组合。如钻井时间为24 h，井眼的扩径率允许值为12%，当钻井液温度为10 ℃时，钻井液密度需大于984 kg/m3；当钻井液温度为20 ℃时，钻井液密度需大于994 kg/m3；当钻井液温度为40 ℃时，钻井液密度需大于1 018 kg/m3。该图版可为水合物地层钻井过程中钻井液温度-密度的选择提供依据。

图15 不同钻井液温度下钻井液密度-钻井时间-井眼扩径率图版Fig.15 Drilling fluid density-drilling time-wellbore enlarge rate chart in different drilling fluid temperatures

5 结论

1)井壁坍塌会改变井周地层的传热路径，导致水合物的分解范围及塑性区范围更大。在计算过程中，忽略井壁坍塌这种井眼形态的演化会导致对水合物地层井眼扩径率的评估结果偏小，不利于真实反映水合物地层钻井过程井眼的破坏过程。

2)降低钻井时间及钻井液温度可以减少水合物的分解，降低井壁坍塌导致的井眼扩径率。当钻井液温度低于水合物相平衡温度时，进一步降低钻井液温度对井壁稳定性不再产生影响。随着钻井液密度增加，在相同钻井时间内，井眼的坍塌体积逐渐降低。当钻井液密度较低时，井眼的垮塌为整体垮塌；而当钻井液密度较高时，井眼垮塌主要出现在水平地应力方向。

3)合理控制钻井液密度是维持水合物地层井壁稳定的最重要手段，降低钻井时间和钻井液温度可有效降低井壁的坍塌范围。因此，水合物地层井壁稳定是钻井液密度、钻井液温度及钻井时间协同作用的结果。

4)建立了不同钻井液温度、钻井液密度及钻井时间下的井眼扩径图版。根据该图版，可以选择不同工程工况条件下的钻井液密度、温度及钻井时间的组合，为水合物地层钻井方案的制定提供理论依据。