引 言

Agadem油田地处撒哈拉沙漠腹地，自然环境恶劣、社会依托条件差，存在沙漠油田施工劳动强度大、作业效率低、成本高等共性问题^[1]。另外，由于该油田地层情况复杂，在钻井作业过程中管柱遇阻、卡钻等事故频发。统计表明，Petronas公司在该地区完钻的3口探井，平均井深2 439 m，平均钻井周期长达44.8 d，单井钻井成本高达868.8万美元，认为油田无经济开发价值。2008年，中国石油与尼日尔政府签署Agadem油田分成合同，成为油田作业者。面对低油价，如何提升钻井作业效率，大幅降低作业成本是实现Agadem油田高效益勘探开发的关键。

1 地质概况及钻井难点 1.1 油藏分布及构造特征

Agadem油田为复杂断块构造油气藏，断阶带呈北西—南东向，似“黄瓜条”带状展布，北部较窄，向南逐渐变宽，断层多为拉张性正断层，油田群分布范围广、分散，断块小且多(图 1)，储层以中高孔、中高渗、常压为主，储层埋深1 000~2 800 m，布井间距650 m左右；钻遇地层自下而上为古近系主力油气层SK1，低速泥岩地层(LVS)，新近系SK2及地表浅部地层(RC)，下部为砂泥岩互层，上部为块状砂岩夹薄层泥岩，砂层粒度自下向上变粗。

1.2 钻井提效技术难点

(1) 钻前工程效率低、成本高

油田地表浮沙松散，沙丘起伏较大，平整井场及水泥基座建设工作量大且成本高，初期单个井场建设周期在30 d以上，单个井场建设成本高达140万美元；钻机搬迁需要特殊的沙漠运输车辆，地面无道路建设，基本是车辆沿沙丘起伏较小的地段碾压而成，大型车辆通行困难且行驶缓慢，40电动钻机搬家需要140车次的搬运工作量，制约了钻机的搬迁效率，从统计的2012年底之前完钻的58口井的钻井技术指标来看，平均单井钻机搬安周期长达约13.9 d(表 1)。

(2) 地层稳定性差，机械钻速慢，钻井效率低

浅部地层疏松，钻进时容易漏失；低速泥岩盖层易水化膨胀，起下钻易遇阻，卡钻风险高；钻头选型不合理，现用PDC钻头易泥包，且与地层配伍性差，机械钻速慢，前期平均井深2 462 m，机械钻速仅为9.65 m/h。

(3) 电缆测井易遇阻

SK2下部地层为砂泥岩互层，砂岩胶结强度低，井径不规则，LVS地层易缩径，SK1地层渗透性好，易形成虚厚泥饼，定向井井斜大于40°后电缆测井易遇阻。

1.3 技术应对思路

(1) 针对钻前工程效率低、成本高的难点，采用丛式井钻井减少平均单井井场占地面积及钻井设备搬迁工作量，进而降低钻前成本，提高钻井作业效率。

(2) 针对地层稳定性差，机械钻速慢，钻井效率低的难点，优化钻井液体系，提高钻井液对易塌泥岩段的抑制作用，简化井身结构，优选钻头及马达实现二开一趟钻提速，采用批钻方式提升钻井效率。

(3) 针对电缆测井遇阻率高的难题，优化井眼轨迹设计减小最大井斜角，降低钻井液固含、提高钻井液的封堵性及润滑性，提升井壁规则程度。

2 钻井提速技术措施 2.1 平移设备改造及安装要求 2.1.1 钻前施工要求

钻机配备液压平移设备，平移底座设限位装置，保证钻机平直移动，水泥基座面积只需满足平移导轨承载及延伸即可，不需要预埋件、地锚、卡子等；对于导轨与基础平面不能完全吻合的地方，通过垫片来使导轨与基础平面贴实。

2.1.2 井口安装标准

增加移动导轨后底座升高400 mm，底座将与放喷管线干涉，通过使用升高法兰，保证一开套管头与水泥基础面基本持平，满足井口安装要求，同时使放喷管线与节流管汇能够连接；节流管汇也随之升高400 mm，在放喷管线位置增加S型弯管，使放喷管线在第一口井位置能够穿过1#罐的放喷管线通孔，并且在第二口井位置能够使放喷管线越过1#罐，避免与1#罐干涉。第一口井一开施工完钻机平移后，使用盲板封盖井口。

2.1.3 循环系统及其他改造

(1) 泥浆导流系统

加长泥浆分配器至1#罐端部，制作一套泥浆导流管，导流管增加冲洗管线、连接软管、管卡、导流管支撑架以及连接弯管。当钻至第三口井时，泥浆导流管通过连接弯管倾斜一定角度，并增加加长硬管和软管，使泥浆能够顺利返回泥浆分配器，可根据实际情况在中间架高台处加开口槽。

(2) 高压管汇

绞车底座和主机升高400 mm后，需将地面闸门组与泥浆泵之间两根硬管线换成4 m的高压软管线，用来调节高度差；另外制作5组长6 m外径101.6 mm的高压硬管线，每组两根，整体平移后用来加长地面高压管汇，高压硬管线配有安全链及地面支座，立管底座现场焊制增高基座。

(3) 液气分离器改造

液气分离器摆放在1#罐前方，保证不影响节流管汇的安装位置。节流管汇需要随主机移动，故节流管汇与液气分离器两者之间的连接管线需要加长，配备5根6 m长，额定压力35 MPa的铠装软管。第一、二口井节流管汇放喷管线从1#罐前方延伸出去，不经过泥浆池上方，内控管线采用软连接，从第三口井开始，节流管汇将移到液气分离器的前方，为了使两者连接法兰方向符合连接要求，在缓冲罐另外一侧增加一个8$''$的焊接法兰。

(4) 控制电缆及电缆槽

钻台区重新制作控制电缆(原设备电缆不打丛式井时使用)，制作尺寸为9.0 m×1.5 m×1.5 m的固定电缆箱，开钻第一口井之前先将多余电缆盘绕在固定电缆箱内。增加5段6 m长的地面槽及1段3.8 m的地面槽，现场改造原有地面槽长度，并在垂直槽底部增加连接杆，使垂直槽上下端都与钻机底座固定，随主机移动。地面槽摆放位置不变，固定电缆箱用来盘绕多余电缆，随着钻机前移，电缆不断从电缆箱中抽出，敷设在增加的地面水平槽中。

(5) 梯子大门坡道

底座升高400 mm，前后斜梯需增高，制作增高基座，移动时梯子、坡道及逃生滑梯拆掉。对于通罐斜梯，配备一套中转台及下斜梯，原罐上开口位置需要做可拆护栏。大门坡道同样制作增高基座，基座安装时不与钻杆滑道干涉。

2.2 丛式井规模、井场位置优选、井轨迹优化

针对尼日尔Agadem油田地面环境特点及施工条件，井场位置选择及轨迹设计上遵循以下原则。

2.2.1 丛式井规模及井场位置优选原则

(1)由于条状构造、井距大、埋深浅，经优化，单个井场3~6口井的规模经济性最优，并可保持适宜的施工难度，井斜角可控制在15°~35°，利于井轨迹高效控制并提高电测一次成功率。(2) 总进尺最小与井场建设难度相协调^[2-7]，选定同一井场实施井后，以总进尺最小选择井场中心位置，按初选坐标勘察井场地面环境，根据钻井施工难度，对井场位置微调，保证最高的经济性。

2.2.2 井口布置原则

(1) 满足丛式井表层钻井及固井施工安全要求，表层下深成锯齿状，相互错开30 m以上^[8-10]，单排井口布置，利于提高批钻效率和降低井场建设费用；(2)满足后期作业施工对井间距的要求，井间距设计为6 m。

2.2.3 井眼轨道优化设计原则

(1) 利于井眼轨迹控制，与地质结合协同优化靶点空间位置，尽量避免三维井轨迹出现，设计井斜角控制在15°~35°，剖面力求使用最简单的直—增—稳型三段制剖面。(2)造斜点位置要有调整空间，为降低井间干扰，表层下深要留有调整余地。(3)尽量设计摩阻最小的剖面。

以Agadi断块17口井为例说明优化设计方法，按照上述原则，优选4个井场实施17口井，4组丛式井，单个井场最多实施6口井，单排井口布局(图 2)，井口间距6 m，井斜角16.90°~34.19°，均为三段制剖面。

2.3 地层三压力预测及井身结构优化

地层三压力是井身结构、井眼轨迹、钻井液性能优化及井控措施制定的重要参考依据，一般利用完钻井测井数据、实钻工程数据进行完钻井钻后三压力分析^[11-13](图 3)。地层孔隙压力均为正常压力系统。LVS地层声波时差较大，岩石相对疏松，强度低。LVS地层坍塌压力最高，其等效钻井液密度(EMW)峰值达1.25 g/cm³，LVS地层应该作为一个必封点。

前期钻井井身结构为三开井，一开封浅层差胶结地层，二开封LVS，三开SK1地层。但从经济性考虑，三开井成本将大幅增加，因此，将钻井液密度设计在1.20~1.25 g/cm³，允许LVS地层有一定的扩径，通过优化钻井液体系及性能，提高钻井液的抑制性、封堵性，加强储层保护，同时提高钻井速度^[14-16]，可将三开井优化为二开井(表 2)。$\phi$139.7 mm和$\phi$177.8 mm生产套管均可满足采油、完井及措施改造要求，但是为给后期实施侧钻，实现剩余油高效挖潜，优选$\phi$177.8 mm作为主力生产套管，在井眼与套管匹配关系上尽量精简并缩小极差，利于降低成本。

2.4 钻井液体系及重复利用优化 2.4.1 钻井液体系优化

前期钻井主体采用钾盐聚合物钻井液体系，700 m以上地层成岩性差，采用预水化膨润土聚合物体系，通过调整钻井液的黏度提高钻井液的护壁性能并减少钻井期间的钻井液漏失。

700 m以下地层转换为钾盐聚合物体系，通过高浓度K$^+$离子提高钻井液的抑制性能，减少在LVS地层钻井中遇阻、超拉程度，降低井壁坍塌导致卡钻的风险。

为了保证井身结构优化后的安全钻进及储层保护，在KCl聚合物钻井液中引入了硅酸盐防塌剂，利用K$^+$，硅酸盐和聚合物的协同作用，提高钻井液的抑制防塌能力，应用后起钻超拉、下钻遇阻程度明显改善，钻井液体系对低速泥岩层的抑制能力及防塌效果更强。

2.4.2 钻井液重复利用优化

由于采用批钻模式，一开连续使用PHB钻井液。二开前转型为KCl聚合物体系并连续使用。二开重复利用过程中，细微固相上升造成钻井液性能不稳定，调整难度加大。利用候凝及钻机平移时间，处理泥浆罐钻井液，利用离心机降低有害固相和比重，同时配适量胶液补充，待性能达标后开始下一口井的二开钻进。为了尽可能地提高钻井液重复利用率，固井用清水顶替，备用1个50 m³的钻井液罐并配备搅拌器与钻井液循环系统连接，用于固井置换出的钻井液储备和维护，而且能随时进入循环罐。

2.5 钻头优选及PDC+螺杆复合钻井技术应用

钻头与地层的配伍性直接影响机械钻速，应用测井资料，结合已用钻头的性能表现，建立了地层岩石的特性剖面^[17-19]。地层整体表现为高可钻性、低—中等研磨性、软—中软地层(表 3)，为配合一趟钻施工，选用IADC编码为M/S223、M/S323的PDC钻头。为降低LVS地层钻头泥包风险，每个刀翼有从排屑槽底部至距离钻头顶部PDC齿一定距离的部分内陷，使PDC齿及包络PDC齿本体部分与内陷凹槽部分形成台阶(图 4)，钻井液从钻头喷嘴喷出冲刷钻头与井底，与井底岩屑混合，排出排屑槽时在台阶部分形成涡流^[20-22]，加剧水流脉动，降低泥包风险；为增加钻头的寿命，切削片表面进行深脱钴处理；为强化提速特性，采用5刀翼+中等冠部中低密度布齿，使切削齿比压更高，吃入地层能力更强，切削效率更高。

螺杆钻具选型优化：考虑到井壁光滑度欠佳，存在钻进中钻压施加不稳定的问题，总体按照高转速、低钻压、长寿命优选螺杆型号。优选外径$\phi$197 mm，5:6头高转速马达。上部地层较软，可钻性好，且为主要造斜井段，采用大排量、低转速、低钻压参数^[23-25]，排量36~40 L/s，钻压30~40 kN，复合钻井转速30~40 r/min，提高定向钻井效率；下部井段地层变硬，进入稳斜钻进井段，可采用高钻压、高转速、小排量，排量32~36 L/s，钻压40~60 kN，复合钻井转速60~80 r/min。

2.6 固井质量保障技术及措施配套

浅层为散沙或弱胶结砂岩地层，地层渗透率高，加之批钻井井间距小，表层钻井中井间存在干扰，导致表层固井水泥量消耗大，且固井质量难以保障；生产井段地层上部井径扩大严重，目的层渗透率高，泥饼虚厚，而且之前多数井为直井，批钻井施工后几乎所有井均为定向井，因此，为了保障固井质量，在实践中逐步形成了以下技术措施及管理措施，固井质量得到有效保障。

2.6.1 提高表层套固井质量措施

(1) 表层套管下深根据设计深度及地层岩性来调整下深，尽可能将套管鞋座入泥岩地层。

(2) 表层固井采用双密度固井，领浆为低密度1.45 g/cm³，尾浆为正常密度水泥浆，减少水泥浆液柱压力对地层的影响，增加水泥的返高，确保套管鞋处的封固质量，尾浆采用速凝水泥浆体系，缩短水泥浆稠化时间，增加水泥石强度，减少水泥浆候凝过程中漏失量。

(3) 为准确顶替，减少水泥浆损失，表层固井采用内插法固井。

(4) 若水泥浆未返至地面，固井将执行补救措施，利用镀锌管回插反挤方式，打40~50 m的水泥浆帽，加固导管和表层套管。

2.6.2 提高生产套管固井质量措施

(1) “一井一策”，从压稳、居中、替净综合考虑，强化个性化固井施工设计。压稳设计：为保证固井施工过程及侯凝过程中逐级压稳地层，采用双密三凝浆柱结构，尾浆使用CA901L+CF-40L速凝体系，中间浆使用常规密度体系，领浆采用低密度体系，尾浆/中浆/领浆稠化时间依次增加30 min，确保油层段尾浆失重时中领浆能压稳油层。提高居中度设计：由于$\phi$177.8 mm套管线重大，根据井径、井眼轨迹结合浆柱结构，优化采用刚性与双弓弹性扶正器，每根1只，交错使用，可保证油气层井段套管居中度>70%。提高顶替效率设计：合理设计冲洗液用量，采用清水顶替，浮力作用进一步提高居中度，确保目的层井段模拟冲洗效率>95%。

(2) 制定了固井施工过程监控记录单，监控内容包括固井前钻井液性能、通井措施、套管扶正器安放、固井前循环、浆柱结构及注替参数等，确保固井措施落实到位。

2.7 批钻井井间平移工序优化

为提高钻机运行效率，对钻机进行了改造并配套液压式钻机移动底座，进行“工厂化”批钻施工，针对钻机在平移过程中出现的以下问题，制定了相应的措施，钻机平移效率显著提高，井间平移时间由初次的31 h减少至6 h。

(1) 第一次平移底座安装过程中，没有清理水泥基座地面沉沙，导致平移底座无法对接。措施：提高水泥基座平整度，水泥基座要求水平度误差不高于5 mm，其次，安装平移底座前要清理地面杂物，并且先对接安装好平移底座后，再安装底座固定拉链，降低平移期间底座的附加应力，减小平移底座变形，为下次安装减轻工作负担。

(2) 平移期间，由于系统配合误差，导致钻机推偏的情况发生。措施：平移期间安排专人观察钻机底座限位装置与平移底座间的间隙，调整两个液压缸推进速度，以保证钻机平稳移动。

(3) 夜间可视度较差，影响作业安全，严重制约平移工作进度。措施：要求承包商增加照明装置，提高夜间能见度，夜间可进行泥浆地面高压管线与地面套管架等的拆除工作，同时优化工序，尽量晚上固井，半夜候凝，凌晨进行平移工作。

(4) 批钻井工作强度大，人员极易疲惫，影响工作效率。措施：要求承包商增加固井设备，降低人员配灰劳动强度，提高工作效率。同时做好吊车维护工作，提高吊车无故障工作时效。

(5) 平移工序优化。①利用钻进时间准备、保养好导轨、销子、别针、返流槽、密封石棉板、连接胶管等附件；②优化钻井工序，尽量在白天进行平移准备工作；③根据光照条件及天气状况决定候凝期间的工作顺序。为保证安全，天气差及夜间光照不好的情况下，不干吊车活，如拆甩返流管、坡道、安装导轨等工作，先干叉车活(如拆除套管架)；④拆平移导轨限位块，连接操作箱、管线，调试和同步性校准，接好导管和一开两套钻具；⑤割导管，达到表层侯凝时间后粗割表层套管；⑥平移后，下口井一开时井口填灰，打磨，安装套管头。

3 应用效果评价

通过本文所述相关技术措施及管理措施的优化应用，“工厂化”批钻钻井在尼日尔油田成功应用，各项技术指标得到大幅提升，并获得了良好的经济效益和社会效益。

(1) 批钻井井间平移效率逐步提高:表层井间平均平移时间为：21.40 h/口，批钻井总体平台内钻机搬安平均时间为：28.31 h/口，比常规拆卸钻机搬迁效率提高76.4%(节约49.66 d)。

(2) 机械钻速大幅提升：二开定向开始应用螺杆+PDC复合钻井技术并实现了一趟钻，ROP由老井的9.08 m/h，提高至丛式井的15.08 m/h，提高66.1%，且单只PDC钻头进尺达到7 240 m。

(3) 固井质量得到有效保障：固井质量合格率96.87%，优质率92.39%。

(4) 经济效果显著：小规模“工厂化”钻井及提速技术应用，单井钻井费用为249万美元，对比常规钻井单井节约钻井费用65万美元，36口井共节约2 340万美元。二期500×10$^4$ t建产全部采用“工厂化”模式钻井，预计将节约1亿美元以上的钻井费用。

4 结论

(1) 沙漠钻井应首先考虑是否能应用丛式井开发，在新油田探索并规模化应用成熟技术可大幅度提高油田开发综合效益。

(2) 在技术措施的研究实施过程中，要加强施工过程监管力度。

(3) 小规模“工厂化”钻井在尼日尔Agadem油田进行了成功的应用，并取得了非常好的经济效益和社会价值，应在后期开发建产中推广应用。

(4) 小规模“工厂化”钻井工艺技术可为类似油田效益开发提供借鉴。