尼日爾Agadem油田井壁穩定技術對策

(中石化新疆新春石油開發有限責任公司，山東 東營257000)(中石化河南油田分公司第二采油廠，河南 南陽 473400)(中石油長城鉆探工程有限公司鉆井液公司，北京 100101)

Agadem油田位于非洲尼日爾東南部撒哈拉沙漠腹地，是中國在尼日爾勘探開發的主力油氣藏，為中高孔中高滲油氣藏。該油田根據地層復雜程度可分為3大區塊7小區塊： Sokor區塊，Gani 區塊； Agadi區塊，Faringa區塊，Goumeri區塊，Dougoule區塊，Jaouro區塊； Karam區塊。其中 Sokor區塊和Gani區塊最為復雜，最高鉆井液密度為1.25～1.30g/cm3；其次為Agadi區塊和Dougoule區塊，最高鉆井液密度為1.22～1.25g/cm3。鉆井整體呈現“北易、中平、南難” 的特點[1～6]。前期Agadem油田鉆探發現，井下復雜事故頻發，發生層段大多為 Sokor泥巖、 Sokor低速泥巖以及Sokor砂泥巖互層，雖然不同區塊間的地層分布、 斷層結構不盡相同，但鉆井過程中遇到的復雜問題具有相似性，即Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層縮徑、坍塌掉塊引起的井壁失穩問題[7～8]。黏土層上部為軟泥巖，容易引起縮徑，下部是硬脆性泥巖，容易發生剝落掉塊，且地層膠結程度較差，穩定性差，若鉆井液液柱壓力不足以保持地層穩定性，就容易引起地層坍塌。為了滿足Agadem油田勘探開發的需要，實現安全快速鉆井和儲層保護的目的，亟需探求井壁失穩的內在因素，選用合適的鉆井液體系及配套的工藝措施，解決Agadem油田的井壁失穩難題。

1 地層特點及難點分析

1.1 地層特點

Agadem油田自上而下鉆遇Recent泥巖、Sokor泥巖、Sokor低速泥巖、Sokor砂泥巖互層，目的層為Sokor砂泥巖互層。上部地層Sokor泥巖層主要以泥巖及成巖性差的軟泥巖、黏土巖、砂巖頁巖夾層為主，膠結差，Sokor低速泥巖層主要以砂巖黏土互層為主。

鉆探發現，Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層井壁失穩嚴重，縮徑、坍塌問題突出，如Kaola-1D井二開擴大井眼占該開次的90%，起下鉆遇卡，掉塊卡鉆、下套管下不到底的復雜情況在該區塊頻繁發生。Sokor泥巖、Sokor低速泥巖地層的井壁失穩縮徑、坍塌問題是Agadem油田的井壁失穩的主要表征。對典型區塊Gololo W-1 地層Sokor 低速泥巖的泥頁巖進行理化性能分析，其組成大致是：伊-蒙混層占53%，高嶺石占44%，伊利石占3% ；在伊-蒙混層中，伊利石占60%，蒙脫石占21.2%，而且存在于伊-蒙混層的泥巖中，這種巖性組分決定了該地區的地層不容易分散，造漿性能不強，容易膨脹。當鉆井液密度不能平衡坍塌壓力時，硬脆性泥頁巖地層表現為掉塊、坍塌，軟泥巖地層表現為縮徑，即表現為Sokor泥巖地層井壁的掉塊、坍塌，Sokor低速泥巖地層井壁的坍塌、縮徑。

1.2 難點分析

Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層失穩問題主要原因為鉆井液密度不合理、井身結構設計不合理等。

1)鉆井液密度不合理 對于大多數井而言，完鉆前將鉆井液密度提高到1.25g/cm3，可減輕井下復雜情況發生。但Agadem油田為提高油氣層發現率，嚴格控制鉆井液密度在1.20～1.22g/cm3區間波動，不能有效平衡地層坍塌壓力，導致了坍塌掉塊、縮徑問題頻繁出現。雖然鉆井速度大幅提高，鉆井周期大幅降低，降低了井筒浸泡的時間，并加入聚合醇提高鉆井液的防塌性能，但由于密度偏低，并不能有效解決井壁失穩難題。

2)井身結構設計不合理 合理的井身結構應以地層特點為依據，可以減少井下復雜情況的發生，降低鉆井液對裸眼地層的浸泡時間。為節約成本，Agadem油田基本選用二開次井身結構，且采用滿足油氣層的較低鉆井液密度，結果造成上部Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層浸泡時間過長，地層水化膨脹嚴重，坍塌、縮徑問題突出。

2 井壁失穩機理分析

2.1 鉆井液密度對井壁穩定性的影響

合理的鉆井液密度是Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層井壁穩定的前提，基于Agadem油田不同區塊地層巖心的強度參數及鉆井、鉆井液、測井數據，得出巖石強度參數，并根據三壓力模型[9～11]計算出Agadem油田三壓力剖面(地層孔隙壓力pp、地層破裂壓力pf和地層坍塌壓力pb)的分布情況,見表1。

表1 Agadem油田三壓力分布情況

為了穩定井壁，鉆井液密度需大于地層孔隙壓力當量密度和地層坍塌壓力當量密度中最大的一個。表1表明，尼日爾Agadem油田地層坍塌壓力普遍高于地層孔隙壓力，因此，只有鉆井液密度高于地層坍塌壓力當量密度時，才能保持較好的井壁穩定性?，F場所用鉆井液密度最高為1.25g/cm3，而最大坍塌壓力當量密度基本都在1.30g/cm3以上，Sokor泥巖地層坍塌壓力當量密度最高達到1.37g/cm3。鉆井液密度偏低，不能平衡地層坍塌壓力，導致了力學上的不穩定性，鉆井過程中易出現疏松泥巖砂巖的坍塌、泥巖縮徑等復雜問題。統計發現，二開施工比較順利的井，所用鉆井液密度均高于或接近于地層坍塌壓力當量密度。

2.2 井眼裸露時間對井壁穩定性的影響

Agadem油田采用二開次井身結構，裸眼井段長，Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層伊-蒙混層含量高。經長時間浸泡，井壁泥巖水化膨脹嚴重，在水化應力和強度降低的雙重作用下，坍塌壓力越來越大，液柱壓力難以維持井壁的穩定性，從而引起井壁坍塌、縮徑，造成鉆具難以下入、劃眼困難等。表2為假定井眼擴大率達到15%時在水化應力作用下的浸泡時間和鉆井液密度之間的關系。

由表2可以看出，井壁裸露時間超過4d，超過實用的鉆井液密度而造成井壁坍塌，而浸泡時間超過15d后，鉆井液密度達到1.32g/cm3以上，鉆井液密度基本上達到最大值。

表2 浸泡時間和鉆井液密度之間的關系

通過統計Agadem油田二開Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層的復雜情況和浸泡時間關系，得出鉆井液密度從1.15g/cm3提高到1.25g/cm3，其時間間隔以不大于15d為最佳時間，即Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層的浸泡時間不能超過15d。15d內完成的井施工比較順利，16～20d完成的井會發生復雜情況，大于20d完成的井，井下復雜情況就可能會加劇。因此，要維持井壁穩定，必須通過提高鉆井速度、減小完井周期，或設計合理井身結構保證15d內盡快把Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層鉆穿并完成完井作業。圖1是Goumeri區塊開發初期2口鄰井的井徑曲線對比， Goumeri-7井二開鉆井時間24.5d，Goumeri-8井二開鉆井時間17d，從井徑曲線上可以看出Goumeri-7井井徑不規則，有坍塌現象，而Goumeri-8井井徑則相當規則。

圖1 Goumeri區塊2口鄰井井徑曲線對比

2.3 鉆井參數對井壁穩定性的影響

泵壓、排量影響鉆井液當量循環密度和井底壓力，不當操作引起的液柱壓力波動會造成井壁失穩，環空流速過大，沖刷井壁也會影響井壁穩定。目前Agadem油田的鉆井泵壓一般控制在10～18MPa，排量控制在43～48L/s。每鉆進200m(或24h)堅持短起下作業，同時長短起時盡量起到套管鞋或者Sokor泥巖地層頂部，對修正井壁進而穩定井壁有很大幫助。

2.4 井身結構對井壁穩定性的影響

表3 不同的井身結構由于井下復雜情況引起的擴劃眼時間

合理的井身結構可以減少鉆井液浸泡時間和事故處理時間，表3是Agadem油田開發初期6口二開井和6口三開井因井下復雜情況引起的擴劃眼時間統計。從表3可以看出，二開井的平均擴劃眼時間為17.44h，遠大于三開井的平均擴劃眼時間;對于千米的完井周期，三開井比二開井多1.46d，除去二開完井作業時間(約5～6d)，三開井的鉆井周期要遠低于二開井。因此，采用合理的井身結構或選用三開次井身結構，下技術套管封固Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層，可以減少井下復雜情況發生，進而縮短建井周期和保護油氣層。

3 井壁穩定技術對策

3.1 鉆井液體系優化及抑制性評價

為提高Agadem油田的井壁穩定性，在原有KCl聚合醇鉆井液體系的基礎上引入了硅酸鹽防塌劑，優化形成了強抑制性KCl硅酸鹽鉆井液體系，利用K+、硅酸鹽和聚合醇的協同作用機理，進一步提高該鉆井液的防塌性能[12～14]，使該體系對易失穩的 Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層具有強抑制能力，從而達到進一步穩定井壁、降低密度的目的。優化后的鉆井液性能如下：密度1.12～1.7g/cm3，漏斗黏度45～55s，塑性黏度15～25mPa·s，動切力5～10Pa，初/終切力(1.5～5)Pa/(6～12)Pa，濾失量≤4mL，高溫高壓濾失量≤8mL， pH值9.5～11，Cl-質量濃度7500～35000 mg/L, 土般土含量10～35g/L。

圖2 不同鉆井液體系抑制性對比

對比普通聚合物鉆井液體系、KCl聚合醇鉆井液體系、KCl硅酸鹽鉆井液體系、飽和鹽水聚磺鉆井液體系、KCl飽和鹽水聚磺鉆井液體系的抑制性，結果見圖2。圖2中，A表示普通聚合物鉆井液體系，B表示 KCl聚合醇鉆井液體系，C表示KCl硅酸鹽鉆井液體系，D表示飽和鹽水聚磺鉆井液體系，E表示 KCl飽和鹽水聚磺鉆井液體系。從圖2可以看出，KCl硅酸鹽鉆井液體系表現為強抑制性，無論一次回收率還是二次回收率都比較大。從測回收率所用巖心外觀狀態來看，KCl硅酸鹽鉆井液體系巖心經二次回收率測試后的完整性比KCl聚合醇鉆井液體系和飽和鹽水聚磺鉆井液體系好的多。

3.2 工藝技術措施優化

KCl硅酸鹽鉆井液體系基本解決了Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層的井壁失穩難題，但還需配套鉆井工藝技術措施才能達到穩定井壁的效果，如合理的通井措施、鉆井排量優化及提高機械鉆速等。

3.2.1 通井措施

通過通井措施修復井壁，可使地應力得到有效釋放，保證井壁光滑，井眼暢通，可部分解決Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層井壁的縮徑問題。要求該層位鉆進時每鉆進200m(或24h)時一短起，400m時一長起，長起時，要求盡量提到Sokor泥巖地層頂部，保證通井拉井壁時，Sokor泥巖地層井壁都得到修復。一般情況下，該層位經過3～4遍的長起拉井壁，完井時各項作業均很順利。短起時，用高黏度段塞清洗井底，起下鉆控制速度，嚴禁起鉆抽吸，減少激動壓力對井壁的破壞；落實灌漿制度，避免液柱壓力變小導致井壁坍塌。

3.2.2 鉆井排量優化

鉆進Sokor泥巖地層時，提高泥漿泵排量，一般是在正常排量基礎上提高5%～8%，對井壁進行沖刷，增加該井段的井眼擴大率，可減少Sokor泥巖地層井壁縮徑引起的起下鉆劃眼耗時。近幾年實踐表明，317.5mm井眼排量由45L/s左右提高到48L/s左右，250.8mm井眼排量由43L/s左右提高到46L/s左右，215.9mm井眼排量由30L/s左右提高到33L/s的左右，可有效改善井眼狀況，減少起下鉆擴劃眼時間。

4 現場應用情況

在尼日爾Agadem油田全面使用強抑制性KCl硅酸鹽鉆井液體系后，大大提高了鉆井液的防塌性能，有效地提高了井壁穩定性，基本解決了Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層井壁不穩定難題。

4.1 時效和密度效果分析

自2010年8月起，尼日爾Agadem油田共計完井150余口，前期主要使用KCl聚合醇鉆井液體系，后期主要使用強抑制性KCl硅酸鹽鉆井液體系。由于KCl硅酸鹽鉆井液主要應用于Sokor泥巖和Sokor低速泥巖等不穩定地層，地層埋深小于3000m，對于井深大于3000m的井，只統計了該井3000m以內的施工情況。KCl聚合醇鉆井液體系和KCl硅酸鹽鉆井液體系抑制性對比結果見表4。

表4 KCl聚合醇鉆井液體系和KCl硅酸鹽鉆井液體系抑制性對比結果

由表4可看出，KCl硅酸鹽鉆井液比KCl聚合醇鉆井液抑制性更強，使用KCl硅酸鹽鉆井液的井，井深小于2000m的井段平均擴劃眼時間減少9.57%，井深2000～3000m的井段平均擴劃眼時間減少21.91%，總體平均減少15.75%；井深小于2000m的井段平均機械鉆速提高16.94%，井深2000～3000m的井段平均機械鉆速提高13.84%，總體平均提高15.6%，縮短了建井周期；井眼擴大率總體平均降低4.70個百分點。使用KCl硅酸鹽鉆井液體系，鉆進過程中井壁穩定，沒有出現垮塌、劃眼。同時，使用該體系后，Agadem油田不同區塊平均鉆井液密度降低了0.02～0.03g/cm3，充分實現了降低鉆井液密度鉆井的設想，更有利于發現和保護油氣層。

表5 不同鉆井液體系的井眼擴大率對比

4.2 井徑效果分析

分別統計Agadem油田不同區塊的典型直井和定向井的井眼擴大率(見表5)，發現使用KCl硅酸鹽鉆井液的井平均井眼擴大率要低于使用KCl聚合醇鉆井液的井，井徑相對規則的多。

5 結論

1)Agadem油田Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層的巖性組分決定了該地區的地層不易分散，易發生剝落坍塌和縮徑。

2)鉆井液密度不合理和井身結構不合理是引起Agadem油田地層鉆井復雜情況發生的主要原因。

3)強抑制性KCl硅酸鹽鉆井液體系有效解決了Agadem油田地層井壁失穩問題。

4)合理的通井措施、鉆井參數優化可降低Sokor泥巖和Sokor低速泥巖地層的擴劃眼時間、減少地層浸泡時間，能進一步提高井壁穩定性能。