0 引言
酒西地区是玉门油田增储上产的重点区域，但该地区属山前逆掩推覆构造，储层埋藏深(4 400~5 200 m)，地质条件复杂，特别是白垩系地层压实程度高，岩性变化频繁，下部地层含砾，非均质、研磨性强，可钻性差，导致机械钻速慢，单只钻头进尺低，钻井周期长[1-2]。针对上述问题，玉门油田前期通过优选常规PDC钻头、应用钻井参数闭环优化综合系统、New-Drill、扭力冲击器和液力脉冲等新型提速技术，取得了一定的提速效果，但还有较大的提速空间。通过全面分析白垩系地层岩性及岩石力学特性，针对性优选试验适应该地层的新型高效PDC钻头，进一步挖掘提速潜力。为此，笔者现场试验了新型尖圆齿和非平面齿PDC钻头，解决了该地层可钻性差，机械钻速慢，单只进尺低的问题，提速效果显著，为玉门油田及其他油田复杂地层钻井提速增效提供了借鉴。
1 白垩系地质特点及钻井难点 1.1 地质特点酒西白垩系地层压实程度高，岩性变化频繁，上部地层以白云质泥岩和粉砂岩为主，下部地层含砾岩，研磨性强，可钻性差。钻遇地层自上而下依次为中沟组(K1z)、下沟组(K1g)和赤金堡组(K1c)，其中下沟组分K1g2+3、K1g1和K1g0段，具体分层及岩性描述见表 1[3-6]。
| 地层 | 岩性描述 | |
| 组 | 段 | |
| 中沟组 (K1z) |
— | 上部为泥岩、泥质粉砂岩、膏质泥岩；下部为泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩夹白云质泥岩 |
| 下沟组 (K1g) |
K1g2+3 | 上部为深灰色泥岩、白云质泥岩与浅灰色白云质泥岩、棕褐色粉砂质泥岩组合，局部层段含黄铁矿；下部为深灰色白云质泥岩、泥岩与浅灰色、灰白色泥质白云岩、白云质粉砂岩不等厚互层 |
| K1g1 | 上部为杂色砾岩与灰色泥岩互层，夹少量白云质泥岩；下部为大套杂色砾岩厚层 | |
| K1g0 | 上部为大套灰色、杂色砾岩互层；下部为大套杂色砾岩厚层 | |
| 赤金 堡组 (K1c) |
— | 上部主要为深灰色、灰色白云质泥岩夹灰色、灰绿色含砾砂岩、砂砾岩；下部主要为灰色、灰绿色砂砾岩、砾岩夹薄层泥岩 |
根据单井测井解释分析，酒西白垩系地层属于中硬地层，具有一定的塑性和高抗压强度、高研磨性，同时可钻性较差。白垩系地层单轴抗压强度最高可达380 MPa，平均220 MPa；内摩擦角最大42°，平均35°；可钻性级值在7~9级之间；同时白垩系地层倾角15°~35°，地层造斜能力强，井斜难控制。
1.2 钻井难点(1) 白垩系上部白云质泥岩地层常规PDC钻头难以吃入地层，机械钻速低。白垩系上部地层(中沟组、下沟组K1g2+3)岩性主要以白云质泥岩、砂岩为主，压实性极强，胶结致密、研磨性强、可钻性差。该地层抵抗切削齿压入能力强，常规PDC钻头很难吃入地层，导致其破岩效率低，机械钻速低，单只进尺低，常规钻头消耗率高，钻井周期长。
(2) 白垩系下部地层岩性变化频繁，含砾石夹层，钻头选型难。白垩系下部地层(下沟组K1g1、K1g0和赤金堡组)含有砂砾岩、细砾岩及砾岩夹层，砾石中有石英颗粒，致使地层非均质性强，且岩性变化频繁，PDC钻头在该地层钻进过程中黏滑现象突出，作用在复合片上的轴向载荷急剧变化，切削齿受到较大的冲击载荷，造成PDC钻头外锥齿的崩齿或复合片的损伤，并进一步扩大形成磨损面，使钻头失去部分或全部切削能力，钻时急剧升高，被迫起钻，从而缩短了钻头的使用寿命[7]。
图 1为白垩系下部含砾地层PDC钻头磨损照片。
|
| 图 1 白垩系下部含砾地层PDC钻头磨损照片 Fig.1 Wear of PDC bits in the gravel formation at bottom of the Cretaceous |
由照片可以清晰地看出，该钻头受到了严重的冲击破坏，切削齿崩齿严重，部分齿的复合片脱落，说明高速切削的复合片在撞上分布不均的砾石后，导致复合片产生正面冲击损伤，切削齿的基底碳化钨部分磨损严重，这与地层胶结程度不一，所含石英颗粒本身研磨性强直接相关[8]。
因此高速切削的复合片撞上分布不均的砾石层极易导致崩齿，钻头先期损坏，同时对齿柱快速磨损，导致机械钻速迅速降低，单只进尺少，给PDC钻头的使用带来巨大困难[9-11]。
2015年酒西白垩系地层平均段长1 402 m，平均每口井使用钻头10只，机械钻速1.32 m/h，平均单只进尺140 m，29%的段长占全井钻井周期46%。
2 尖圆齿PDC钻头针对在白垩系上部白云质泥岩、砂岩地层钻进时常规PDC钻头难以吃入地层，机械钻速低，钻头使用寿命短等问题，通过全面调研国内外新型PDC钻头进展及使用情况[12-15]，优选试验应用尖圆齿PDC钻头。
2.1 尖圆齿PDC钻头分析钻遇致密泥岩、砂岩及硬塑性地层，常规PDC切削齿在钻压和扭矩的作用下，克服地层应力吃入地层并向前滑移，切削齿前的岩石沿剪切方向破碎并产生塑性流动(见图 2)。由于地层抵抗切削齿压入能力强，且传统圆形切削齿接触面大，吃入深度不够，使其在致密地层表面重复剪切滑移，难以实现有效破岩钻进，切削齿发生高温磨损破坏，导致钻进效率低，机械钻速低，钻头寿命短。
|
| 图 2 常规PDC钻头破岩机理 Fig.2 Rock breaking mechanism of conventional PDC bit |
尖圆齿PDC钻头采用尖形齿与圆形齿交替布置的形式，如图 3所示。尖形齿高于圆形齿1 mm，钻进过程中，尖形齿与地层接触面积小、受力集中而优先与井底接触，通过预破碎岩石、降低岩石抗剪切强度来改善岩层的可钻性，圆形齿剪切破岩，从而大大提高了切削效率，降低了切削齿的磨损速度，达到提速效果。
|
| 图 3 尖圆切削齿分布及结构 Fig.3 Distribution and structure of sharp-circular cutter |
尖圆齿PDC钻头对钻遇的致密泥岩和砂岩等硬塑性地层产生较好的破碎作用，提速效果明显。但在岩性变化频繁、夹层多的地层极易造成尖形齿快速磨损，从而降低整个钻头的切削能力。
2.2 尖圆齿PDC钻头使用情况在青2-81井白垩系上部地层试验尖圆齿PDC钻头。该钻头采用深内锥，强攻击轮廓，5刀翼，16 mm复合片，5刀翼共布12颗尖齿，其中1、4号刀翼各布3颗尖齿，其余刀翼各布2颗尖齿，且尖形齿高于圆形齿1 mm。将新度100%的ø241.3 mm KS1652DGRX尖圆齿PDC钻头(见图 4)下入井深3 752 m，地层为白垩系下沟组，岩性主要为深灰色泥岩、白云质泥岩、白云质粉砂岩，钻至4 069m试验完成起钻，起出钻头内锥崩齿1颗，肩部9齿(其中尖齿3颗)崩磨程度⅓~½，新度70%。尖圆齿PDC钻头总进尺317 m，平均机械钻速1.82 m/h。
|
| 图 4 青2-81井ø241.3 mm KS1652DGRX尖圆齿PDC钻头 Fig.4 The ø241.3 mm KS1652DGRX sharp-circular cutter PDC bit for Well Qing 2-81 |
2.3 邻井钻头使用情况
邻井青2-76井在白垩系下沟组同井段使用3只钻头，总进尺417 m，平均单只进尺139 m，平均机械钻速0.95 m/h；邻井青2-79井在白垩系下沟组同井段使用2只钻头，总进尺399 m，平均单只进尺199.5 m，平均机械钻速1.57 m/h，钻头具体使用情况见表 2。
| 井号 | 钻头型号 | 外径/mm | 井段/m | 进尺/m | 纯钻时间/h | 机械钻速/(m·h-1) |
| 青2-76 | MM54DH | 241.3 | 3 793~3 996 | 203 | 210.42 | 0.96 |
| MM54DH | 241.3 | 3 996~4 112 | 116 | 153.50 | 0.76 | |
| MM54DH | 241.3 | 4 112~4 210 | 98 | 75.33 | 1.30 | |
| 青2-79 | MD3632ZC | 241.3 | 3 747~4 046 | 299 | 211.50 | 1.41 |
| MD3632ZC | 241.3 | 4 046~4 146 | 100 | 42.83 | 2.33 |
2.4 钻头指标对比
白垩系上部地层可钻性差，机械钻速低，单只钻头进尺低，尖圆齿PDC钻头的使用解决了这一难题。酒西地区3口井的平均机械钻速与单只钻头进尺对比如图 5所示。由图 5可知：青2-81井使用尖圆齿PDC钻头平均机械钻速为1.82 m/h，单只钻头进尺为317 m，机械钻速和单只进尺都有了大幅度的提高；与邻井2口井总体指标相比，平均机械钻速提高54%，平均单只进尺提高94%，提速增效效果显著；青2-81井平均机械钻速比青2-79井提高了16%，比青2-76井提高91%；平均单只进尺相比，青2-79井提高59%，比青2-76井提高128%。
|
| 图 5 平均机械钻速与单只钻头进尺对比 Fig.5 Comparison of average ROP and single bit footage |
3 非平面齿PDC钻头
针对白垩系下部含砾地层岩性变化频繁，非均质性强，可钻性差，常规PDC复合片过早失效，单只进尺低等难题，通过调研国内外新型PDC钻头进展及使用情况，优选试验应用Trident非平面齿PDC齿钻头。
3.1 非平面齿PDC钻头分析钻遇非均质、研磨性强的含砾地层，常规PDC钻头高速切削状态下撞上分布不均的砾石产生正面冲击损伤，造成钻头外锥齿崩断及复合片的损伤，同时在砂砾岩的磨蚀下，导致复合片失效，丧失大部分乃至全部的切削能力，导致PDC钻头寿命短。
Trident非平面齿PDC钻头复合片采用凸脊型结构设计，三条凸脊夹角120°，表面进行脱钴处理[16-17](见图 6)，能有效提高钻头的抗冲击、耐磨性。
|
| 图 6 Trident非平面复合片 Fig.6 Trident non-planar PDC |
同时切削机理与常规平面齿PDC钻头不同，钻头工作时，抗冲击性能力最强的凸脊梁最先接触含砾地层，预破碎岩石，其后复合片平面部分犁削，复合破碎地层岩石，提高钻进效率，以防钻头复合片先期损坏，延长钻头使用寿命。
Trident非平面齿PDC钻头可以提高PDC钻头通过含砾夹层等高冲击性地层的能力，延长钻头使用寿命，提高行程钻速。
3.2 非平面齿PDC钻头使用情况在窿17井白垩系下部含砾地层引进试验Trident非平面齿PDC钻头。该钻头胎体材质选用碳化钨粉烧结，5刀翼，13 mm非平面复合片，鼻肩部加装后排齿，高差控制在0.5 mm，内锥安装限位节，整体采用抗回旋设计以增强工作稳定性，钻头照片如图 7所示。ø216.0 mm MD513TIXU非平面齿PDC钻头新度100%，共入井2次，钻进井段4 756~5 090 m，地层为白垩系下沟组，岩性为灰色白云质细砂岩，细砾岩与泥岩互层，总进尺334 m，机械钻速1.55 m/h。钻头具体使用情况见表 3。出井钻头6颗复合片磨损严重，新度70%。
| 入井 顺序 |
井段/m | 进尺/m | 纯钻时间/h | 机械钻速/(m·h-1) |
| 1 | 4 756~4 991 | 235 | 112.83 | 2.08 |
| 2 | 4 991~5 090 | 99 | 102.08 | 0.97 |
|
| 图 7 窿17井ø216.0 mm MD513TIXU非平面齿PDC钻头 Fig.7 The ø216.0 mm MD513TIXU non-planar cutter PDC bit for Well Long17 |
3.3 邻井钻头使用情况
邻井窿18井在白垩系下沟组同井段使用3只钻头，总进尺300 m，平均单只钻头进尺100 m，平均机械钻速1.04 m/h。钻头具体使用情况见表 4。
| 钻头型号 | 井段/m | 进尺/m | 纯钻时间/h | 机械钻速/(m·h-1) |
| M1365D | 4 294~4 416 | 122.0 | 89.33 | 1.37 |
| T1355 | 4 416~4 479 | 63.0 | 39.67 | 1.59 |
| T1355 | 4 479~4 541 | 61.6 | 78.50 | 0.78 |
| M1365D | 4 541~4 594 | 53.4 | 82.33 | 0.65 |
3.4 钻头指标对比
白垩系下部含砾地层非均质性强，可钻性差，PDC复合片易失效，导致机械钻速低，单只钻头进尺小，现场试验应用Trident非平面齿PDC钻头解决了这一难题，试验效果对比如图 8所示。由图 8可知，窿17井使用的Trident非平面齿钻头，平均机械钻速为1.55 m/h，单只钻头进尺为334 m，与邻井窿18井使用常规PDC钻头相比，平均机械钻速提高49%，平均单只进尺提高234%，机械钻速和单只进尺相比有了大幅度的提高。
|
| 图 8 平均机械钻速与单只钻头进尺对比 Fig.8 Comparison of average ROP and single bit footage |
4 结论及建议
(1) 尖圆齿PDC钻头在青2-81井白垩系上部地层应用实践表明，相比邻井同井段其平均机械钻速提高54%，平均单只钻头进尺提高94%。尖圆齿PDC钻头能成功解决白垩系上部致密白云质泥岩、砂岩地层可钻性差，常规钻头难以吃入地层，机械钻速低以及单只钻头进尺小等难题，为在致密泥岩、砂岩及硬塑性地层钻井提速增加了新的技术手段。
(2) 非平面齿PDC钻头在窿17井白垩系下部含砾地层应用实践表明，与邻井窿18井使用常规PDC钻头相比，平均机械钻速提高49%，平均单只钻头进尺提高234%。非平面齿PDC钻头独特的凸脊形结构设计以及复合破岩机理，提高了钻头抗冲击性，提高了机械钻速和单只钻头进尺，延长了PDC钻头使用寿命，有望成为含砾地层钻井提速新利器。
(3) 非平面齿PDC钻头在白垩系含砾地层的成功试验，证明该钻头在含砾地层有较好的适应性，同时凸脊梁预破碎岩石，复合片平面部分犁削，复合破岩机理对致密泥岩和砂岩地层也有较好的破碎作用。建议在酒西、酒东上部牛胳套-胳塘沟组含砾地层及白垩系致密白云质泥岩地层扩展非平面齿PDC钻头试验井段。
| [1] |
周晓峰, 赵应成, 张亚军. 酒西盆地喜马拉雅运动特征与油气成藏[J]. 新疆石油地质, 2005, 26(4): 393-396. ZHOU X F, ZHAO Y C, ZHANG Y J. Himalayan movement andpetroleum accumulation in Jiuxi basin[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2005, 26(4): 393-396. DOI:10.3969/j.issn.1001-3873.2005.04.015 |
| [2] |
范铭涛, 王崇孝, 田多文, 等. 酒西盆地青西油田裂缝性油藏描述[J]. 石油地球物理勘探, 2002, 37(增刊1): 88-92. FAN M T, WANG C X, TIAN D W, et al. Characteristics of fractured reservoirs in Qingxi oilfield, Jiuxi basin[J]. Oil Geophysical Prospecting, 2002, 37(S1): 88-92. |
| [3] |
何亮, 尹太举, 张文旗, 等. 泥云岩储层成因机理及其特征研究——以酒西盆地青西凹陷下沟组泥云岩储层为例[J]. 科学技术与工程, 2014, 14(32): 176-182. HE L, YIN T J, ZHANG W Q, et al. Research on the formation mechanisms and reservoir characterization of argillaceous dolomites and dolomitic mudstones reservoir:a case study of Xiagou formation Qingxi sag in Jiuxi basin[J]. Science Technology and Engineering, 2014, 14(32): 176-182. DOI:10.3969/j.issn.1671-1815.2014.32.035 |
| [4] |
薛沛霖, 旷红伟, 柳永清, 等. 甘肃酒泉西部地区下白垩统下沟组-中沟组沉积相特征与早白垩世盆地演化[J]. 地质通报, 2013, 32(2): 476-487. XUE P L, KUANG H W, LIU Y Q, et al. Sedimentary facies of the early cretaceous xiagou formation and zhonggou formation and basin-evolution in western Jiuquan, Gansu province[J]. Geological Bulletin of China, 2013, 32(2): 476-487. DOI:10.3969/j.issn.1671-2552.2013.02.023 |
| [5] |
杨红梅, 汪满福, 杨麟科, 等. 青西油田下白垩统下沟组泥云岩储集层特征[J]. 石油勘探与开发, 2004, 31(6): 47-50. YANG H M, WANG M F, YANG L K, et al. Reservoir character of politic dolostone in the Xiagou formation, lower cretaceous, Qingxi oilfield, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2004, 31(6): 47-50. DOI:10.3321/j.issn:1000-0747.2004.06.011 |
| [6] |
郑荣才, 文华国, 范铭涛, 等. 酒西盆地下沟组湖相白烟型喷流岩岩石学特征[J]. 岩石学报, 2006, 22(12): 3027-3038. ZHENG R C, WEN H G, FAN M T, et al. Lithological characteristics of sublacustrine white smoke type exhalative rock of the Xiagou formation in Jiuxi basin[J]. Acta Petrologica Sinca, 2006, 22(12): 3027-3038. |
| [7] |
孔栋梁.底砾岩地层PDC钻头损坏机理及钻头优化设计研究[D].东营: 中国石油大学(华东), 2011. KONG D L. Study on the breakage mechanism and the optimization design of PDC bit in basal conglomerate formations[D]. Dongying: China University of Petroleum(Huadong), 2011. http://cdmd.cnki.com.cn/Article/CDMD-10425-1011287026.htm |
| [8] |
朱海燕, 邓金根, 朱晓梅, 等. 砂砾岩地层的岩石力学特性及钻头优化方法[J]. 科技导报, 2013, 31(5/6): 76-80. ZHU H Y, DENG J G, ZHU X M, et al. Rock mechanics properties glutenite formation and bit structure optimization[J]. Science & Technology Review, 2013, 31(5/6): 76-80. |
| [9] |
ARMOUR J E, SANKAR R, THOMSON I, et al.Depth analysis of drilling dynamics data solves server vibration issues drilling interbeded sand/shale sequences in 3D directional well profiles[R].SPE 122051, 2009.
|
| [10] |
翁炜.含砾夹层用PDC钻头研究[D].北京: 中国地质大学(北京), 2008. WENG W. The study of PDC drilling bit for interbedded formation with gravel[D]. Beijing: China University of Geosciences (Beijing), 2008. http://cdmd.cnki.com.cn/Article/CDMD-10491-2008068751.htm |
| [11] |
高绍智, 张建华, 李天明, 等. 适用于砾石夹层钻进的PDC钻头[J]. 石油钻采工艺, 2006, 28(4): 20-21, 28. GAO S Z, ZHANG J H, LI T M, et al. Research on PDC bit for drilling in gravel interlayer[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2006, 28(4): 20-21, 28. DOI:10.3969/j.issn.1000-7393.2006.04.007 |
| [12] |
潘军, 王敏生, 光新军. PDC钻头新进展及发展思考[J]. 石油机械, 2016, 44(11): 5-13. PAN J, WANG M S, GUANG X J. New progress and future development of PDC bit[J]. China Petroleum Machinery, 2016, 44(11): 5-13. |
| [13] |
李美求, 李嘉文, 李宁, 等. 周向冲击扭矩作用下PDC钻头的黏滑振动分析[J]. 石油钻采工艺, 2018, 40(3): 287-292. LI M Q, LI J W, LI N, et al. Analysis on the stick-slip vibration of PDC bit under the effect of circumferential torque impact[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2018, 40(3): 287-292. |
| [14] |
王滨, 邹德永, 李军, 等. 深部及复杂地层中PDC钻头综合改进方法[J]. 石油钻采工艺, 2018, 40(1): 44-51. WANG B, ZOU D Y, LI J, et al. A comprehensive method to improve the performance of PDC bits in deep and complex formations[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2018, 40(1): 44-51. |
| [15] |
郑家伟. 国外金刚石钻头的新进展[J]. 石油机械, 2016, 44(8): 31-36. ZHENG J W. New development in foreign diamond drill bit[J]. China Petroleum Machinery, 2016, 44(8): 31-36. |
| [16] |
PEYTCHEV P, MALIK S D, VARCHESE R, et al. solving hard/abrasive sedimentary and igneous formation challenge: new PDC bit design reduces 6-in section drilling time by 47%[R].SPE 165817, 2013.
|
| [17] |
MICHAEL A, SEGAL W A. Steven pointing towards improved PDC bit performance: innovative conical shaped polycrystalline diamond element achieves higher ROP and total footage[R].SPE 166755, 2013.
|