尼日尔Agadem油田井壁稳定技术对策

(中石化新疆新春石油开发有限责任公司，山东 东营257000)(中石化河南油田分公司第二采油厂，河南 南阳 473400)(中石油长城钻探工程有限公司钻井液公司，北京 100101)

Agadem油田位于非洲尼日尔东南部撒哈拉沙漠腹地，是中国在尼日尔勘探开发的主力油气藏，为中高孔中高渗油气藏。该油田根据地层复杂程度可分为3大区块7小区块： Sokor区块，Gani 区块； Agadi区块，Faringa区块，Goumeri区块，Dougoule区块，Jaouro区块； Karam区块。其中 Sokor区块和Gani区块最为复杂，最高钻井液密度为1.25～1.30g/cm3；其次为Agadi区块和Dougoule区块，最高钻井液密度为1.22～1.25g/cm3。钻井整体呈现“北易、中平、南难” 的特点[1～6]。前期Agadem油田钻探发现，井下复杂事故频发，发生层段大多为 Sokor泥岩、 Sokor低速泥岩以及Sokor砂泥岩互层，虽然不同区块间的地层分布、 断层结构不尽相同，但钻井过程中遇到的复杂问题具有相似性，即Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层缩径、坍塌掉块引起的井壁失稳问题[7～8]。黏土层上部为软泥岩，容易引起缩径，下部是硬脆性泥岩，容易发生剥落掉块，且地层胶结程度较差，稳定性差，若钻井液液柱压力不足以保持地层稳定性，就容易引起地层坍塌。为了满足Agadem油田勘探开发的需要，实现安全快速钻井和储层保护的目的，亟需探求井壁失稳的内在因素，选用合适的钻井液体系及配套的工艺措施，解决Agadem油田的井壁失稳难题。

1 地层特点及难点分析

1.1 地层特点

Agadem油田自上而下钻遇Recent泥岩、Sokor泥岩、Sokor低速泥岩、Sokor砂泥岩互层，目的层为Sokor砂泥岩互层。上部地层Sokor泥岩层主要以泥岩及成岩性差的软泥岩、黏土岩、砂岩页岩夹层为主，胶结差，Sokor低速泥岩层主要以砂岩黏土互层为主。

钻探发现，Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层井壁失稳严重，缩径、坍塌问题突出，如Kaola-1D井二开扩大井眼占该开次的90%，起下钻遇卡，掉块卡钻、下套管下不到底的复杂情况在该区块频繁发生。Sokor泥岩、Sokor低速泥岩地层的井壁失稳缩径、坍塌问题是Agadem油田的井壁失稳的主要表征。对典型区块Gololo W-1 地层Sokor 低速泥岩的泥页岩进行理化性能分析，其组成大致是：伊-蒙混层占53%，高岭石占44%，伊利石占3% ；在伊-蒙混层中，伊利石占60%，蒙脱石占21.2%，而且存在于伊-蒙混层的泥岩中，这种岩性组分决定了该地区的地层不容易分散，造浆性能不强，容易膨胀。当钻井液密度不能平衡坍塌压力时，硬脆性泥页岩地层表现为掉块、坍塌，软泥岩地层表现为缩径，即表现为Sokor泥岩地层井壁的掉块、坍塌，Sokor低速泥岩地层井壁的坍塌、缩径。

1.2 难点分析

Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层失稳问题主要原因为钻井液密度不合理、井身结构设计不合理等。

1)钻井液密度不合理 对于大多数井而言，完钻前将钻井液密度提高到1.25g/cm3，可减轻井下复杂情况发生。但Agadem油田为提高油气层发现率，严格控制钻井液密度在1.20～1.22g/cm3区间波动，不能有效平衡地层坍塌压力，导致了坍塌掉块、缩径问题频繁出现。虽然钻井速度大幅提高，钻井周期大幅降低，降低了井筒浸泡的时间，并加入聚合醇提高钻井液的防塌性能，但由于密度偏低，并不能有效解决井壁失稳难题。

2)井身结构设计不合理 合理的井身结构应以地层特点为依据，可以减少井下复杂情况的发生，降低钻井液对裸眼地层的浸泡时间。为节约成本，Agadem油田基本选用二开次井身结构，且采用满足油气层的较低钻井液密度，结果造成上部Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层浸泡时间过长，地层水化膨胀严重，坍塌、缩径问题突出。

2 井壁失稳机理分析

2.1 钻井液密度对井壁稳定性的影响

合理的钻井液密度是Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层井壁稳定的前提，基于Agadem油田不同区块地层岩心的强度参数及钻井、钻井液、测井数据，得出岩石强度参数，并根据三压力模型[9～11]计算出Agadem油田三压力剖面(地层孔隙压力pp、地层破裂压力pf和地层坍塌压力pb)的分布情况,见表1。

表1 Agadem油田三压力分布情况

为了稳定井壁，钻井液密度需大于地层孔隙压力当量密度和地层坍塌压力当量密度中最大的一个。表1表明，尼日尔Agadem油田地层坍塌压力普遍高于地层孔隙压力，因此，只有钻井液密度高于地层坍塌压力当量密度时，才能保持较好的井壁稳定性。现场所用钻井液密度最高为1.25g/cm3，而最大坍塌压力当量密度基本都在1.30g/cm3以上，Sokor泥岩地层坍塌压力当量密度最高达到1.37g/cm3。钻井液密度偏低，不能平衡地层坍塌压力，导致了力学上的不稳定性，钻井过程中易出现疏松泥岩砂岩的坍塌、泥岩缩径等复杂问题。统计发现，二开施工比较顺利的井，所用钻井液密度均高于或接近于地层坍塌压力当量密度。

2.2 井眼裸露时间对井壁稳定性的影响

Agadem油田采用二开次井身结构，裸眼井段长，Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层伊-蒙混层含量高。经长时间浸泡，井壁泥岩水化膨胀严重，在水化应力和强度降低的双重作用下，坍塌压力越来越大，液柱压力难以维持井壁的稳定性，从而引起井壁坍塌、缩径，造成钻具难以下入、划眼困难等。表2为假定井眼扩大率达到15%时在水化应力作用下的浸泡时间和钻井液密度之间的关系。

由表2可以看出，井壁裸露时间超过4d，超过实用的钻井液密度而造成井壁坍塌，而浸泡时间超过15d后，钻井液密度达到1.32g/cm3以上，钻井液密度基本上达到最大值。

表2 浸泡时间和钻井液密度之间的关系

通过统计Agadem油田二开Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层的复杂情况和浸泡时间关系，得出钻井液密度从1.15g/cm3提高到1.25g/cm3，其时间间隔以不大于15d为最佳时间，即Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层的浸泡时间不能超过15d。15d内完成的井施工比较顺利，16～20d完成的井会发生复杂情况，大于20d完成的井，井下复杂情况就可能会加剧。因此，要维持井壁稳定，必须通过提高钻井速度、减小完井周期，或设计合理井身结构保证15d内尽快把Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层钻穿并完成完井作业。图1是Goumeri区块开发初期2口邻井的井径曲线对比， Goumeri-7井二开钻井时间24.5d，Goumeri-8井二开钻井时间17d，从井径曲线上可以看出Goumeri-7井井径不规则，有坍塌现象，而Goumeri-8井井径则相当规则。

图1 Goumeri区块2口邻井井径曲线对比

2.3 钻井参数对井壁稳定性的影响

泵压、排量影响钻井液当量循环密度和井底压力，不当操作引起的液柱压力波动会造成井壁失稳，环空流速过大，冲刷井壁也会影响井壁稳定。目前Agadem油田的钻井泵压一般控制在10～18MPa，排量控制在43～48L/s。每钻进200m(或24h)坚持短起下作业，同时长短起时尽量起到套管鞋或者Sokor泥岩地层顶部，对修正井壁进而稳定井壁有很大帮助。

2.4 井身结构对井壁稳定性的影响

表3 不同的井身结构由于井下复杂情况引起的扩划眼时间

合理的井身结构可以减少钻井液浸泡时间和事故处理时间，表3是Agadem油田开发初期6口二开井和6口三开井因井下复杂情况引起的扩划眼时间统计。从表3可以看出，二开井的平均扩划眼时间为17.44h，远大于三开井的平均扩划眼时间;对于千米的完井周期，三开井比二开井多1.46d，除去二开完井作业时间(约5～6d)，三开井的钻井周期要远低于二开井。因此，采用合理的井身结构或选用三开次井身结构，下技术套管封固Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层，可以减少井下复杂情况发生，进而缩短建井周期和保护油气层。

3 井壁稳定技术对策

3.1 钻井液体系优化及抑制性评价

为提高Agadem油田的井壁稳定性，在原有KCl聚合醇钻井液体系的基础上引入了硅酸盐防塌剂，优化形成了强抑制性KCl硅酸盐钻井液体系，利用K+、硅酸盐和聚合醇的协同作用机理，进一步提高该钻井液的防塌性能[12～14]，使该体系对易失稳的 Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层具有强抑制能力，从而达到进一步稳定井壁、降低密度的目的。优化后的钻井液性能如下：密度1.12～1.7g/cm3，漏斗黏度45～55s，塑性黏度15～25mPa·s，动切力5～10Pa，初/终切力(1.5～5)Pa/(6～12)Pa，滤失量≤4mL，高温高压滤失量≤8mL， pH值9.5～11，Cl-质量浓度7500～35000 mg/L, 土般土含量10～35g/L。

图2 不同钻井液体系抑制性对比

对比普通聚合物钻井液体系、KCl聚合醇钻井液体系、KCl硅酸盐钻井液体系、饱和盐水聚磺钻井液体系、KCl饱和盐水聚磺钻井液体系的抑制性，结果见图2。图2中，A表示普通聚合物钻井液体系，B表示 KCl聚合醇钻井液体系，C表示KCl硅酸盐钻井液体系，D表示饱和盐水聚磺钻井液体系，E表示 KCl饱和盐水聚磺钻井液体系。从图2可以看出，KCl硅酸盐钻井液体系表现为强抑制性，无论一次回收率还是二次回收率都比较大。从测回收率所用岩心外观状态来看，KCl硅酸盐钻井液体系岩心经二次回收率测试后的完整性比KCl聚合醇钻井液体系和饱和盐水聚磺钻井液体系好的多。

3.2 工艺技术措施优化

KCl硅酸盐钻井液体系基本解决了Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层的井壁失稳难题，但还需配套钻井工艺技术措施才能达到稳定井壁的效果，如合理的通井措施、钻井排量优化及提高机械钻速等。

3.2.1 通井措施

通过通井措施修复井壁，可使地应力得到有效释放，保证井壁光滑，井眼畅通，可部分解决Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层井壁的缩径问题。要求该层位钻进时每钻进200m(或24h)时一短起，400m时一长起，长起时，要求尽量提到Sokor泥岩地层顶部，保证通井拉井壁时，Sokor泥岩地层井壁都得到修复。一般情况下，该层位经过3～4遍的长起拉井壁，完井时各项作业均很顺利。短起时，用高黏度段塞清洗井底，起下钻控制速度，严禁起钻抽吸，减少激动压力对井壁的破坏；落实灌浆制度，避免液柱压力变小导致井壁坍塌。

3.2.2 钻井排量优化

钻进Sokor泥岩地层时，提高泥浆泵排量，一般是在正常排量基础上提高5%～8%，对井壁进行冲刷，增加该井段的井眼扩大率，可减少Sokor泥岩地层井壁缩径引起的起下钻划眼耗时。近几年实践表明，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，可有效改善井眼状况，减少起下钻扩划眼时间。

4 现场应用情况

在尼日尔Agadem油田全面使用强抑制性KCl硅酸盐钻井液体系后，大大提高了钻井液的防塌性能，有效地提高了井壁稳定性，基本解决了Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层井壁不稳定难题。

4.1 时效和密度效果分析

自2010年8月起，尼日尔Agadem油田共计完井150余口，前期主要使用KCl聚合醇钻井液体系，后期主要使用强抑制性KCl硅酸盐钻井液体系。由于KCl硅酸盐钻井液主要应用于Sokor泥岩和Sokor低速泥岩等不稳定地层，地层埋深小于3000m，对于井深大于3000m的井，只统计了该井3000m以内的施工情况。KCl聚合醇钻井液体系和KCl硅酸盐钻井液体系抑制性对比结果见表4。

表4 KCl聚合醇钻井液体系和KCl硅酸盐钻井液体系抑制性对比结果

由表4可看出，KCl硅酸盐钻井液比KCl聚合醇钻井液抑制性更强，使用KCl硅酸盐钻井液的井，井深小于2000m的井段平均扩划眼时间减少9.57%，井深2000～3000m的井段平均扩划眼时间减少21.91%，总体平均减少15.75%；井深小于2000m的井段平均机械钻速提高16.94%，井深2000～3000m的井段平均机械钻速提高13.84%，总体平均提高15.6%，缩短了建井周期；井眼扩大率总体平均降低4.70个百分点。使用KCl硅酸盐钻井液体系，钻进过程中井壁稳定，没有出现垮塌、划眼。同时，使用该体系后，Agadem油田不同区块平均钻井液密度降低了0.02～0.03g/cm3，充分实现了降低钻井液密度钻井的设想，更有利于发现和保护油气层。

表5 不同钻井液体系的井眼扩大率对比

4.2 井径效果分析

分别统计Agadem油田不同区块的典型直井和定向井的井眼扩大率(见表5)，发现使用KCl硅酸盐钻井液的井平均井眼扩大率要低于使用KCl聚合醇钻井液的井，井径相对规则的多。

5 结论

1)Agadem油田Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层的岩性组分决定了该地区的地层不易分散，易发生剥落坍塌和缩径。

2)钻井液密度不合理和井身结构不合理是引起Agadem油田地层钻井复杂情况发生的主要原因。

3)强抑制性KCl硅酸盐钻井液体系有效解决了Agadem油田地层井壁失稳问题。

4)合理的通井措施、钻井参数优化可降低Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层的扩划眼时间、减少地层浸泡时间，能进一步提高井壁稳定性能。