AWOBA-NW井施工分析

趙鵬

摘 要：AWOBA NW井是勝利四號(hào)平臺(tái)在尼日利亞鉆井施工的第一口井，完鉆井深4200米，井眼直徑大，排量大，泥漿泵泵壓高達(dá)4400psi，后采用雙油管完井作業(yè)，完成該井施工，為后續(xù)鉆井施工作業(yè)積累了經(jīng)驗(yàn)。

關(guān)鍵詞：鉆進(jìn);泵壓;鉆速

該井位于尼日利亞AWOBA NW區(qū)塊，一開17 1/2”井眼，設(shè)計(jì)井深2286米，垂深2283米，井斜11.77°，方位69.76°;實(shí)際完鉆井深2163米，未定向成功;該層下13 3/8”表層套管，下深2161米;二開12 1/4”井眼，設(shè)計(jì)井深4267米，垂深3625米，井斜61.48°，方位11.30°;實(shí)際完鉆井深4200米，垂深3585米，井斜61.30°，方位10.08°。完鉆之后卡鉆事故，報(bào)廢井深473米，損失旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具及部分鉆具，最終井深3726米，下9 5/8”套管，下深3725米。

一、17 1/2”井眼施工

1、地層情況

該井17 1/2井段前期（388ft-5000ft）以白色石英礫巖、砂巖為主，摻雜少量灰色、淺灰色泥巖;5000ft-5600ft主要以泥巖為主，并開始出現(xiàn)粉砂巖;5600ft-6480ft再次以石英砂巖為主，最后井段則以頁巖為主。

2、鉆進(jìn)參數(shù)及鉆頭選擇

前期地層以石英礫巖、砂巖為主，膠結(jié)度差，且為直井段，故鉆壓選擇在0-10klb之間;受固控設(shè)備泥漿處理能力不足的影響，排量較大時(shí)，跑漿嚴(yán)重，因此泵速基本控制在120-140沖之間。隨著井深增加，礫巖消失，地層巖性以砂巖為主，并開始出現(xiàn)粉砂巖，地層膠結(jié)越來越好，壓實(shí)緊密，銑齒鉆頭不再適合此類地層，機(jī)械鉆速更是從56ft/hr降至26ft/hr，故起鉆更換為鑲齒鉆頭，鉆壓也逐步增加至20-28klb。

鉆進(jìn)至5100ft后，地層巖性發(fā)生改變，砂巖減少，泥巖增多，地層主要以淺灰色、灰色泥巖為主，摻雜少量砂巖、粉砂巖，因此依靠沖擊壓碎作用滑動(dòng)剪切作用來破碎巖石的鑲齒牙輪鉆頭已不適合，機(jī)械鉆速更是最低降至8.6ft/hr，故起鉆更換為PDC鉆頭。

更換鉆頭后，機(jī)械鉆速明顯提高，但因排量小，返砂慢，因此采取控速鉆進(jìn)，機(jī)械鉆速控制在100ft/hr，鉆壓控制在0-10klb之間。從6200ft開始定向鉆進(jìn)，但因排量受限，鉆壓控制較小，且PDC鉆頭鉆速較快，鉆壓無法有效加至鉆頭，導(dǎo)致定向未能達(dá)預(yù)期效果。

二、12 1/4”井眼施工

1、地層情況

該井12 1/4”井段7090ft-10900ft以砂巖較多，摻有少量泥頁巖;10900ft-13300ft主要砂巖和頁巖交替出現(xiàn);13300ft-13778ft為純泥頁巖：? 灰色，中等硬度，塊狀，扁平，非鈣質(zhì)。

2、鉆進(jìn)參數(shù)及鉆頭選擇

該井段主要難度在于，前段7096ft-11590ft保證造斜率，順利中靶，后段11590ft-13778ft保證穩(wěn)斜，保持井斜61°，快速優(yōu)質(zhì)復(fù)合鉆進(jìn)。為保證造斜率并結(jié)合地層巖性，在7096ft-7507ft使用了一只三牙輪鉆頭，鉆壓1-3klb排量600gpm，泵壓16.1MPa，鉆頭進(jìn)尺411ft，機(jī)械鉆速達(dá)到31.09ft/hr，由于鉆速降低，故起鉆換新的鉆頭，起出的鉆頭，牙齒明顯磨損，有個(gè)別脫落;

在7508-8047ft使用了新的牙輪鉆頭，鉆壓4-10klb排量600gpm，泵壓19.6MPa，鉆頭進(jìn)尺540ft，機(jī)械鉆速達(dá)到26.73ft/hr;兩只牙輪鉆頭機(jī)械鉆速降低，主要是地層變化，前段砂巖比重較大，適合牙輪鉆頭破碎滑動(dòng)的碎巖機(jī)理，后半段泥頁巖逐漸增加，牙輪鉆頭高鉆壓低轉(zhuǎn)速的性能不容易發(fā)揮作用，而且使用壽命較短。

直-增-穩(wěn)的井型，前期造斜困難，選用了兩只牙輪鉆頭，井深8047ft，井斜14.13°。8048-13778ft考慮井斜趨勢(shì)已出，而且地層出現(xiàn)大量泥頁巖，換更適合的PDC鉆頭，一是可以保證增斜趨勢(shì)，二是提高機(jī)械鉆速。

8048-10541ft使用的PDC鉆頭，鉆壓0-6klb，排量610gpm，轉(zhuǎn)速100-110rpm，泵壓24.5MPa，鉆頭進(jìn)尺2494ft，機(jī)械鉆速達(dá)到48.30ft/hr;10542-13778ft使用的PDC鉆頭，鉆壓0-6klb排量620gpm，轉(zhuǎn)速125rpm，泵壓28.5MPa，鉆頭進(jìn)尺3237ft，機(jī)械鉆速達(dá)到59.5ft/hr.通過機(jī)械鉆速對(duì)比，PDC鉆頭明顯比牙輪更適應(yīng)該地層，既實(shí)現(xiàn)了增斜穩(wěn)斜也提高了機(jī)械鉆速，減少牙輪鉆頭的使用，降低成本。

3、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向技術(shù)應(yīng)用

12 1/4”井眼完鉆井深13778ft，井斜61.3°，大井眼大斜度井眼，使用了斯倫貝謝RSS旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向技術(shù)。該技術(shù)的使用，其一是極大的增強(qiáng)了對(duì)鉆井軌跡控制的能力，地面可以將導(dǎo)向信號(hào)傳遞到井下，井下也可將井下測(cè)量信號(hào)傳輸?shù)降孛?，?shí)現(xiàn)地面與井下雙向通訊;無論是幾何導(dǎo)向鉆進(jìn)方式還是地質(zhì)導(dǎo)向鉆進(jìn)方式都可實(shí)現(xiàn)鉆頭的連續(xù)鉆進(jìn);可以避免在使用井下動(dòng)力鉆具時(shí)出現(xiàn)反扭角問題造成軌跡控制不精確的問題，能精確打到靶層。

其二提高了鉆進(jìn)速度，大幅縮短鉆井周期，降低鉆井成本;克服了滑動(dòng)鉆井鉆進(jìn)時(shí)無法為鉆頭提供鉆壓的情況破巖效率大幅提高。

其三在導(dǎo)向過程中軌跡的改變是一個(gè)漸變的過程，因此鉆頭所受的摩擦阻力與摩擦阻力產(chǎn)生的扭矩較小，該井的井眼軌跡十分光滑無波動(dòng)，在起下鉆過程中粘鉆現(xiàn)象很少，完井與下套管也容易。該井完井下入12223ft的9 5/8”套管，下至井底，未出現(xiàn)遇阻現(xiàn)象，下套管過程很順利，驗(yàn)證了井眼軌跡的平滑。

4、油基泥漿體系的應(yīng)用

本井12 1/4”井眼段泥頁巖為主，頁巖的礦物成分較復(fù)雜，黏土礦物極易遇水發(fā)生膨脹，而影響正常鉆進(jìn)，造成井壁垮塌等井下復(fù)雜，同時(shí)對(duì)后期投產(chǎn)造成鉆井液污染而降低產(chǎn)能，這是該井本井段使用油基泥漿的主要原因，油基鉆井液具有抗高溫、抗鹽鈣侵蝕，有利于井壁穩(wěn)定、潤(rùn)滑性好、對(duì)油氣層損害小等優(yōu)點(diǎn)。

對(duì)比水基泥漿，油基泥漿更適合此地層：

1. 在鉆井過程中采用水基泥漿，頁巖本身是脆性礦物，遇水膨脹，容易引起井眼垮塌，影響鉆井質(zhì)量;

2. 頁巖的非有機(jī)質(zhì)孔隙可能是水潤(rùn)濕相，頁巖孔隙中的氣體容易被水驅(qū)替，影響后來的測(cè)井質(zhì)量;

3. 水基泥漿容易引起堵塞，頁巖層段本身滲透率就很低，引起產(chǎn)能變化;

4. 油基泥漿可以對(duì)頁巖起支撐作用，由于孔隙很小，受到毛管壓力的阻止，油分子很難進(jìn)入頁巖的有機(jī)質(zhì)和無機(jī)質(zhì)孔隙中。

所以針對(duì)本井來說，采用一定比例支撐劑的油基泥漿作為鉆井液，而且針對(duì)該井大斜度大井眼特點(diǎn)，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向、井身軌跡以及后期固井都是十分關(guān)鍵。

三、結(jié)論及經(jīng)驗(yàn)

1、一開初始巖屑量大，振動(dòng)篩的處理能力很難達(dá)到，跑泥漿現(xiàn)象頻繁，需要制作旁通通道;

2、從巖屑barge回收泥漿要做好固相含量的清除工作，防止產(chǎn)生泥漿泵堵塞的現(xiàn)象;

3、在每次打完立柱要及時(shí)清理泥漿泵上水濾子，保證泥漿泵正常運(yùn)轉(zhuǎn)及定向信號(hào)穩(wěn)定。