南堡油田深部地层微心PDC钻头个性化设计与应用

周岩 宋巍 程东 朱宽亮 党辉

1.中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院；2.中国石油渤海钻探工程有限公司工程技术处；3.中国石油冀东油田分公司勘探开发建设工程事业部

近年来南堡油田地质勘探开发重点已经由中浅层转移至深层东营组、沙河街组油藏，受深部地层压实强度高、可钻性差、泥岩胶结致密，塑性强等特性影响，PDC钻头吃入地层困难，机械钻速慢，进尺少，严重制约深部地层钻井提速［1-3］。常规PDC钻头设计由于有诸多限制，在压实程度高、塑性强、胶结致密的深部泥岩地层难以实现设计突破。针对南堡油田深部地层特点研制出心部特殊结构设计的微心钻头，采用钻头中心区域无PDC切削齿设计，以增加其他切削齿的有效比钻压，将更多的能量分配给承担更多工作的切削结构，现场试验取得了较好的钻井提速效果。

1 南堡油田深部地层岩性特征

南堡油田深部地层岩性以致密泥岩、泥质砂岩、砂砾岩、灰质泥岩为主。随着地层埋深的增加，深部井段的泥岩在上覆地层压力作用下变得非常致密，岩石的硬度、塑性系数和强度均相应增加，岩石的破碎过程从常压下单纯的脆性破碎或塑性刮挤剥离向强脆性或硬塑性转化，地层可钻性变差［4］。常规PDC钻头在钻遇深部地层致密、塑性泥岩时破岩效率低，平均机械钻速仅为3 m/h左右，钻井速度慢，钻头出井后无明显损坏，严重制约着深部地层钻井提速提效。

2 岩石力学特性

岩石可钻性是判断钻进岩石难易程度的重要参数，也是钻头设计的重要参考依据［5-6］。利用南堡油田实钻岩心对东营组、沙河街组地层岩石力学性质和可钻性级值进行了室内测试，结果见表1。

表1 南堡油田东营、沙河街组地层的岩石力学性质参数及可钻性级值Table 1 Rock mechanical parameters and drillability grade of Dongying formation and Shahejie formation in Nanpu Oilfield

由表1可知，东营组地层可钻性平均级值为5.4级，单轴抗压强度 28.87～80.73 MPa，硬度 105.4～1 501.8 MPa，研磨性 10.1～81.3 mg；沙河街组地层可钻性平均级值为5.7级，抗压强度24.26～129.4 MPa，硬度 376.5～1 557.9 MPa，研磨性 10.85～52.2 mg，属于中等抗压强度、中硬、中等研磨性地层。

对实钻岩心开展模拟井下高压环境下的岩石可钻性实验［7-8］，由表2可以看出，深部地层钻进过程中，随着井深的增加，上覆岩层压力不断增加，加上钻井液液柱压力、井底围压等共同作用，导致岩石力学性质较常温常压下发生了明显改变，特别是泥岩，由常温常压下的脆性破坏转变为塑性破坏趋势更加明显，在模拟井下条件时泥岩塑性明显增强，部分岩心可钻性实验无法获取数据，表明南堡油田深部地层可钻性差，泥岩塑性强，钻头不易吃入，破碎困难。

3 微心PDC钻头个性化设计

常规PDC钻头由于心部旋转半径小，线速度低，心部承压比例大，从而产生吸压效应，同时钻头横向振动，心部切削齿相对岩石的运动方向不能稳定地指向PDC复合片的切削方向，导致钻头心部切削效率低。微心钻头由于其心部空缺不覆盖，免于破岩，减少了吸压效应。针对南堡油田深部地层的特点，通过理论分析，应用等磨损原则和力平衡原则对微心PDC钻头冠部轮廓和切削齿结构等方面进行了个性化设计［9-18］。

表2 模拟井底高压环境的岩心可钻性实验测试结果Table 2 Test result of core drillability in the simulated bottom hole environment with high pressure

3.1 钻头剖面形状设计

冠部轮廓采用无心轴式特殊结构，平内锥、宽冠顶、加长外锥设计(图1)。无心轴式特殊结构能够保证获得大块岩屑；平内锥、宽冠顶可增加钻头切入硬夹层时工作齿数，增强钻进硬夹层的能力；加长外锥面可使钻头上最易磨损的外锥部区域布齿空间增大，通过增加切削齿数，降低外锥部切削齿的磨损速度，使钻头的磨损更加均匀；平内锥设计与力平衡设计相结合，既有利于提高钻头的稳定性，又能改善钻头的定向钻进性能。

图1 微心钻头Fig.1 Micro-core bit

3.1.1 心部结构

无心轴式设计即PDC钻头中心区域采用无PDC切削齿设计，钻头基体中心区域有一个允许钻头钻进时可以形成微岩心柱的凹槽区，心部外侧的两颗切削齿的边缘位置，在井下工作时能够围绕凹槽区形成1个直径20 mm的圆，深度为25 mm，使岩心柱进入槽内，在心部无切削设计部分的凹槽顶端，设计Ø16 mm切削齿用于将心部形成的岩心柱卡断或破碎。

3.1.2 冠部结构

内锥角为180°平内锥设计，有利于提高钻头的攻击力和工作稳定性；冠顶部位设计相对平缓，可使切削齿受力更为均匀，避免个别齿因受力较大而先期损坏，有利于提高钻头寿命；加长外锥设计使得外锥面布齿更多，分担了每个齿的切削压力，使切削齿的寿命更长，从而提高钻头进尺。

3.2 钻头布齿结构设计

3.2.1 切削结构

采用了直刀翼和减震齿同轨布置的切削结构设计，选择Ø16 mm切削齿，5刀翼，钢体式设计(图1)；主切削齿后排选用球头硬质合金齿作为辅助切削齿，提高钻头的稳定性；在3个副刀翼后加装Ø12 mm后排异形切削齿，该切削齿顶部为圆锥形设计，布有金刚石颗粒，比普通切削齿攻击性更强，在起到减震作用的同时能起到一定的辅助破岩作用，集中的点负荷能更有效地让能量从切削齿传递到地层，分担主切削齿的切削载荷。

3.2.2 布齿设计

综合考虑微心钻头布齿密度对钻头攻击力和钻头寿命的影响，以有效覆盖、均匀磨损和受力平衡为原则，通过PDC钻头三维设计软件，对布齿方案进行了优化设计，采用中高密度布齿，切削齿数量34枚，钻头冠部设计Ø16 mm主切削齿和Ø12 mm辅助减震齿，直线分布在5个刀翼上，通过钻头力学计算分析，钻头整体受力不平衡度为2.5%。

3.2.3 切削齿工作角

南堡油田深部地层岩石硬度高，塑性强，研磨性较高，在同等钻压下，小工作角设计能有效吃入地层，但切削齿抗冲击强度会降低，影响钻头寿命。根据前期该地层钻头使用情况，微心钻头的心部至外锥切削齿工作角优化设计为15～18°，以有效提高切削齿的抗冲击性，延长切削齿使用寿命。同时为有利于微心钻头清洗岩屑和使心部被剪切下来的岩心主动向排屑槽及环形空间运移，避免切削齿与井底的干涉现象，提高钻进效率，微心钻头侧转角优化设计为 0～5°。

3.3 水力结构设计

为使微心钻头所获得的大块岩屑能够顺利被带走，不发生泥包，中心喷嘴采取了特殊矩形喷嘴设计(图1)，此种水力结构冲洗的区域更大，可在保证微心钻头心部形成的岩屑顺利排出的前提下，加快岩屑排出效率，避免形成心部堆积，提高钻头破岩效率。钻头总计设计6个喷嘴，中心设置1个固定喷嘴，其余5个活动喷嘴分布在各刀翼间。

3.4 钻头保径设计

基于理论分析与PDC钻头的设计经验，并鉴于深部地层研磨性较强，钻头保径易被磨损导致井径缩小的情况，在保径块处钎焊了PDC切削齿，并在钻头肩部设计了Ø13 mm齿作为主动保径齿，提高钻头的保径能力，保径齿后倾角设计25°。考虑到在钻井过程中经常需要进行短起下作业，为防止卡钻，在每个保径块上都设计了倒划眼齿。

4 现场试验

微心PDC钻头在南堡油田深部地层现场试验15井次，钻进层位均为东三段、沙一段深部难钻地层，其平均机械钻速达8.7 m/h，与邻井钻头机械钻速相比提高40%以上(表3)，同等工况下提高了纯钻时效，有效提高了钻头破岩效率。微心钻头现场试验最高进尺1 119 m，单只钻头平均进尺470 m，与邻井钻头平均进尺相比，提高一倍。钻进指标同前期南堡油田深部地层单只PDC钻头平均进尺220 m、平均机械钻速3 m/h相比显著提高。

表3 微心钻头现场试验指标与邻井钻头的对比情况Table 3 Field test indexes of micro-core bit and its comparison with the bit in its neighboring well

通过钻头出井情况分析(图2)，钻头损坏情况为正常磨损，未见严重崩齿与特殊形式损坏，也未出现钻头泥包与钻头本体冲蚀现象。试验表明微心钻头通过个性化设计，在深部地层钻进具有良好的稳定性与抗冲击性，有效提高了单只钻头的机械钻速与进尺，缩短了钻井周期，达到了预期效果。

图2 微心钻头出井照片Fig.2 Photo of micro-core bit taken out of the hole

5 结论与建议

(1)实钻岩心室内岩石力学实验结果表明，常温常压下岩石力学性质与模拟井下环境下的岩石力学性质存在较大差异，模拟井下环境下的岩石可钻性变得更差，尤其是深部泥岩，因此开展岩石力学性质及可钻性测试分析，是进行深部地层钻头个性化设计的前提和基础。

(2)微心钻头设计采用平内锥、加长的外锥、中高密度布齿、辅助减震齿等设计，提高了钻头的攻击力和工作稳定性，使切削齿受力更为均衡，避免切削齿因受力不均而先期损坏。在南堡油田深部地层的应用表明，该钻头显著提高了深部难钻地层的机械钻速和单只钻头进尺，提升了深部难钻地层钻井速度和效率。

(3)微心钻头作为一种新型的破岩工具，现场试验虽取得了较好的钻进指标，但其个性化设计仍需进一步加大攻关研究。