中東Z油田一開地層可鉆性預測和個性化PDC鉆頭的應用

壽翔

成都百施特金剛石鉆頭有限公司（四川成都 610041）

0 引言

扎格羅斯前陸盆地位于伊朗西南部、伊拉克北部、敘利亞東北部和土耳其的東南部。扎格羅斯盆地的北邊界和東北邊界位于伊朗和伊拉克，為扎格羅斯疊瓦帶的第一逆斷層。該盆地油氣資源非常豐富，大油氣田主要集中在伊朗、伊拉克和敘利亞三國。Z 油田是扎格羅斯沖斷帶的一個北西-南東向的長軸背斜構造，地質儲量為480×106桶[1]。

Z 油田完鉆井深較深，垂深約5 000 m。全井需鉆穿10 多套地層，地質條件和壓力體系復雜，設計套管層次多達六開，作業挑戰很大。前期探井建井周期普遍超過300 d。尤其是一開作業階段，由于其井眼尺寸大（660.4 mm 或609.6 mm）、井段最長（1 900 m 左右）、施工難度大、鉆井周期長（100 d 左右），嚴重影響了全井的建井周期。另外，勘探初期對Z油田地層的巖石力學特征和鉆頭選型研究工作較少，現場使用的鉆頭類型和型號多且雜，針對性不強，鉆頭機械鉆速低、進尺少、起下鉆趟數多，使用效果不佳。考慮到后續將進入大規模開發階段，一期布井就達21 口，因此，對Z 油田一開地層可鉆性進行相應的研究，并針對其地層特性和作業特點進行專門的個性化鉆頭設計和應用，對于提升鉆頭表現、減少全井鉆井周期、節約鉆井成本很有必要。

1 Z油田一開井段地層可鉆性預測

Z 油田目前均是直井井型，其中一開井段自150 m起，完鉆井深2 050 m左右，段長約1 900 m，鉆遇地層包括：阿赫賈里，泥巖、泥灰巖為主，多砂巖、粉砂巖的夾層，段長約1 800 m；賈其薩朗，泥灰巖、硬石膏、泥巖、鹽巖，地層軟硬交錯，段長約100 m（未穿）。雖然前期已經打了數口探井，但是并沒有專門對區塊地層的巖石力學參數和可鉆性等方面的研究，對現場作業，特別是鉆頭的選擇和使用缺乏科學的理論指導。

1.1 巖石可鉆性模型

地層的可鉆性定義為巖石破碎的難易性,一般用它來衡量巖石在井底抵抗鉆頭破碎的能力,是地層抗鉆能力的綜合體現。對地層可鉆性的研究主要是以大量巖心實驗為基礎的，它需要選取不同層位、不同地質時代的巖心,在室內儀器上測定其微鉆頭的可鉆性數據。這種方法在實際應用中存在較多限制性：①由于巖心水份蒸發，應力釋放，使得巖心力學實驗結果不能完全反映地下高溫高壓的實際情況；②受取心資料的局限性，難以反映非均質地層巖石特性的變化；③室內測試的數據是離散和孤立的，無法有效反映層間以及整個井剖面巖石可鉆性變化情況，不能夠建立起巖石可鉆性連續的變化剖面；④需要花費大量的人力和財力[2-8]。由于戰爭、經濟、政治等諸多原因，Z 油田巖心數量很少，而且主要取自底部儲層井段，非常難以獲取進行實驗。

國內外大量的研究結果表明,巖石力學特征與聲波速度有良好的相關性，聲波時差越大，巖石可鉆性級值就越小。根據前人的研究成果，本文依照相關的計算模型[9-11]，根據測井資料預測了地層的可鉆性，并在此基礎上對鉆頭選型提供理論依據和指導。

巖石可鉆性模型為：

式中：Kd為巖石的可鉆性極值，無量綱；Δt為聲波時差，μs/m。

1.2 巖石可鉆性分析

根據可鉆性計算模型，基于Z 油田探井的測井數據，建立了Z油田一開井段地層的可鉆性剖面，如圖1所示。該井段地層可鉆性有如下特點：

圖1 Z油田一開地層可鉆性圖版

1）可鉆性極值整體上呈現出隨著井深增加而升高的趨勢，即越向地層深處鉆進，難度越高。

2）阿赫賈里地層1 000 m以上可鉆性整體較好，但是曲線中普遍出現峰值較大的分散井段，這是由于上部較軟的泥巖、泥灰巖地層中頻繁出現砂巖夾層所致。1 000 m以下，隨著泥巖的逐步壓實，其可鉆性逐漸變差，砂巖夾層的可鉆性峰值差異并不明顯。

3）賈其薩朗地層可鉆性明顯要差于阿赫賈里地層，且數值上的波動范圍更大，這是地層中質硬的硬石膏和質軟的泥巖軟硬交錯所導致。

針對該地層可鉆性的特點，鉆頭設計應當滿足的要求包括：①具有較好的穩定性，能夠平穩穿越諸多硬夾層而不損壞；②具有較強的攻擊性，不僅能夠在上部可鉆性較好的地層提速搶進度，還能夠在鉆達深部可鉆性較差的地層時仍然保持較好的鉆速。

2 Z油田一開鉆頭使用情況

2.1 鉆頭使用情況

收集到前期已鉆的4口探井一開井段的鉆頭使用情況，見表1。據統計，全井段最多使用22只鉆頭，入井次數最多高達28趟；單只鉆頭平均進尺最低不到80 m，單趟鉆的平均進尺最低甚至不到70 m。可見4 口探井均存在鉆頭使用數量多、鉆頭起下鉆次數多、單只鉆頭和單趟鉆的平均進尺低、平均機械鉆速低等問題。

表1 Z油田一開鉆頭使用數據匯總

2.2 鉆頭使用分析

對一開鉆頭每趟鉆的起鉆原因進行了統計，并且按照具體原因分類進行分析（表2、圖2）：①鉆頭原因，包括機械鉆速慢、鉆頭使用壽命到等；②鉆具組合原因，包括更換鉆具組合、鉆具失效、鉆具損壞等；③其他原因，包括鉆機設備維修、泵壓異常等。從表2 和圖2 可以看出，鉆頭原因是導致Z油田4 口探井一開頻繁起鉆的最主要原因，特別是因為機械鉆速慢起鉆，在全部起鉆原因中占比超過40%。可見，鉆頭表現的不理想直接延長了鉆井周期，增加了鉆井成本，拖延了勘探開發進度。

表2 Z油田一開鉆頭起鉆原因統計

圖2 Z油田一開鉆頭起鉆原因統計

對出井鉆頭的內、外圈齒磨損程度按照IADC標準進行了評定，以數字1～8 表示，數字越小表示磨損越輕微。齒磨損程度不大于原齒1/8 時評定為“1”；齒磨完或完全崩損、斷掉評定為“8”。對每趟鉆鉆頭的起鉆井深、內圈齒磨損評級、外圈齒磨損評級進行了匯總統計，如圖3 所示。從圖3 可以看出，雖然入井的鉆頭數量和趟數很多，但是大部分鉆頭切削齒的磨損情況整體并不嚴重，普遍都在3 級以下。只有少數鉆頭出井時切削齒磨損程度較為嚴重，甚至達到了8 級的報廢標準，其磨損特征是崩齒、斷齒，且絕大多數嚴重磨損發生在1 400 m 以下井段，即阿赫賈里中下部和賈其薩朗地層中，這與之前計算得出的井段地層可鉆性剖面波動規律是一致的。切削齒磨損評級為“1”的鉆頭不一定就比評級為“8”的鉆頭表現更好。原因在于：①由于磨損評級只能客觀且專注地描述切削齒的磨損狀況，對于鉆頭整體和其他部件、水利結構等并無涉及，這些方面還需要對照IADC 標準中專門的特征代號進行描述和評估。②結合上文“機械鉆速慢”是各井最主要的起鉆原因來看，恰恰是因為鉆頭選型或者使用的不合理，導致切削齒無法正常地吃入地層，不能夠有效地工作，鉆頭在入井后較短的時間就起出，無法發揮其應有的作用，從而出井的鉆頭切削齒磨損普遍較輕。

圖3 Z油田一開鉆頭內、外圈齒磨損評級統計

收集到部分鉆頭出井的照片，結合出井鉆頭IADC 磨損評價中對切削齒以外其他部分的評價特征可以看出：牙輪鉆頭密封失效、軸承損壞（圖4）、PDC 鉆頭泥包（圖5）比較普遍。由于井眼尺寸大、夾層和軟硬交錯地層多，牙輪鉆頭在工作時扭矩很高，軸承和密封容易在短時間內失效。而具備加工大尺寸PDC 鉆頭的廠家數量、能力有限，限制了PDC 鉆頭的使用，加之鉆頭的設計和選型不合理，PDC 鉆頭在該井段以泥巖、泥灰巖這種較黏且易發生泥包的地層中切削效率低，清洗效果差，并未充分發揮出其優勢。基于以上原因，針對Z 油田一開井段地層特點和工況，專門設計一款個性化的PDC 鉆頭，對于提速提效而言非常重要。

圖4 牙輪鉆頭失效示意圖

圖5 PDC鉆頭泥包

3 個性化PDC鉆頭的設計

3.1 個性化PDC鉆頭的技術目標

結合地層巖石可鉆性特征和前期探井施工過程中反映出的各種問題，個性化PDC 鉆頭預期的技術目標如下：

1）對鉆頭的力平衡設計和能量平衡設計進行優化，保證鉆頭能夠安全穿越夾層和軟硬交錯地層，確保鉆頭能夠取得較高的進尺。

2）對鉆頭的布齒方案進行優化設計，保證鉆頭能夠擁有較強的攻擊性，提升鉆頭的機械鉆速。

3）對鉆頭刀翼結構和水力分布進行優化設計，保證巖屑的及時沖洗、運移，在井隊現有的機泵條件下防止鉆頭泥包，提高鉆井效率。

3.2 鉆頭設計與優化

目前PDC 鉆頭的本體材料主要有兩種：一種是鑄造碳化鎢粉以及浸漬金屬高溫燒結而成的胎體鉆頭；另一種是合金鋼經過機械加工成型的鋼體鉆頭。與胎體鉆頭相比，鋼體鉆頭刀翼強度高、韌性好，能夠承受更大的扭矩，同時擁有更大的排屑槽面積和更深的水道設計，利于巖屑排出。因此選擇鋼體作為鉆頭本體材料。

鉆頭冠部設計是PDC 鉆頭設計的基礎，直接影響鉆頭的布齒和受力[12-14]；力平衡設計是從鉆頭整體受力方面做出分析、優化，降低鉆頭徑向、軸向及扭矩振動，提高PDC 齒切削效率和鉆頭機械鉆速[15-17]。因井段較長，且地層夾層較多，軟硬交錯頻繁，下部地層可鉆性差，因此選擇雙圓弧、中等內錐的冠部形狀，保證鉆頭鼻部、外肩部平滑布齒，以提高鉆頭的穩定性，確保鉆頭能夠安全平穩地穿越硬夾層，有效延長鉆頭壽命。19 mm 主切削齒尺寸、中等密度布齒，心部布置減震齒，肩部采用雙排齒設計，優化力平衡，把不平衡力控制在3%以內。

4 個性化PDC鉆頭的應用效果

個性化設計的609.6 mm MS1963UV 型號PDC鉆頭在Z 油田一期首批開發井中投入使用，使用序列為：一開井段首先下入牙輪鉆頭鉆水泥塞及導管附件，再鉆一定深度的地層之后起鉆更換PDC 入井，見表3。對比同批開鉆的鄰井對照井，個性化PDC鉆頭取得的成績如下：

表3 Z油田一開鉆頭使用數據匯總

1）大幅度提速。機械鉆速全面超過之前所有井一開井段的表現，提升幅度最高達109.77%。

2）極大減少鉆頭使用數量和入井趟數。各井除去使用牙輪鉆頭鉆塞的第一趟鉆外，Z5 井中僅使用2只個性化PDC鉆頭、2趟鉆完鉆，Z7井中使用Z5井的2#PDC 重復入井，首創了1 只PDC 鉆頭鉆完整個井段的記錄。相比于鄰井普遍使用超過20 只鉆頭和20 多趟鉆的記錄，極大減少了鉆頭使用，縮短了鉆井周期。

3）大幅度提效。“鉆頭的每米成本”（公式2）是現場常用的評價鉆頭表現和經濟性能的一個重要指標，它考慮了鉆頭入井后的整個行程，比單純對比機械鉆速和進尺數據更加全面。通過測算兩口試驗井中使用的PDC 鉆頭和對照井鉆頭的每米成本，可知使用個性化PDC 鉆頭之后，每米成本大幅下降，最高超過32%，節約了大量的鉆井成本，具有非常顯著的經濟效益，具體數據見表4。

表4 Z油田一開鉆頭使用數據匯總

式中：Cpm為鉆頭的每米成本，美元/m；Cb為鉆頭費用，美元；Ct為井下工具費用，美元；Cr為鉆機費用，美元/h；t為鉆頭鉆進時間，h；tT為起下鉆和接單根的時間，h；H為鉆頭進尺，m。

4）鉆頭出井狀況良好。如圖6所示，2只個性化PDC 鉆頭出井狀況良好，除部分切削齒崩損外，其余均是正常磨鈍；鉆頭整體沖蝕較為輕微，未發生泥包。鉆頭表現達到了預期的技術目標。

圖6 個性化PDC鉆頭出井照片

5 結論

1）Z 油田一開井段地層可鉆性整體上呈現隨井深增加而變差的趨勢。地層夾層多、巖性軟硬交錯頻繁，可鉆性極值波動較大。

2）個性化設計的609.6 mm MS1963UV型號PDC鉆頭，能夠很好地適應該井段，創造了區塊最快鉆速、最長進尺、一只PDC 鉆頭完成整個井段等多項紀錄。提速最高達109.77%，鉆頭每米成本降幅最高達32.13%，提速增效效果顯著。

3）PDC 鉆頭在該區塊展現出極佳的應用前景，但個性化PDC 鉆頭存在部分崩齒現象，且在底部硬石膏地層機械鉆速仍然較慢，因此對鉆頭的設計仍需進一步優化。