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摘 要：AWOBA NW井是胜利四号平台在尼日利亚钻井施工的第一口井，完钻井深4200米，井眼直径大，排量大，泥浆泵泵压高达4400psi，后采用双油管完井作业，完成该井施工，为后续钻井施工作业积累了经验。
关键词：钻进;泵压;钻速
该井位于尼日利亚AWOBA NW区块，一开17 1/2”井眼，设计井深2286米，垂深2283米，井斜11.77°，方位69.76°;实际完钻井深2163米，未定向成功;该层下13 3/8”表层套管，下深2161米;二开12 1/4”井眼，设计井深4267米，垂深3625米，井斜61.48°，方位11.30°;实际完钻井深4200米，垂深3585米，井斜61.30°，方位10.08°。完钻之后卡钻事故，报废井深473米，损失旋转导向工具及部分钻具，最终井深3726米，下9 5/8”套管，下深3725米。
一、17 1/2”井眼施工
1、地层情况
该井17 1/2井段前期（388ft-5000ft）以白色石英砾岩、砂岩为主，掺杂少量灰色、浅灰色泥岩;5000ft-5600ft主要以泥岩为主，并开始出现粉砂岩;5600ft-6480ft再次以石英砂岩为主，最后井段则以页岩为主。
2、钻进参数及钻头选择
前期地层以石英砾岩、砂岩为主，胶结度差，且为直井段，故钻压选择在0-10klb之间;受固控设备泥浆处理能力不足的影响，排量较大时，跑浆严重，因此泵速基本控制在120-140冲之间。随着井深增加，砾岩消失，地层岩性以砂岩为主，并开始出现粉砂岩，地层胶结越来越好，压实紧密，铣齿钻头不再适合此类地层，机械钻速更是从56ft/hr降至26ft/hr，故起钻更换为镶齿钻头，钻压也逐步增加至20-28klb。
钻进至5100ft后，地层岩性发生改变，砂岩减少，泥岩增多，地层主要以浅灰色、灰色泥岩为主，掺杂少量砂岩、粉砂岩，因此依靠冲击压碎作用滑动剪切作用来破碎岩石的镶齿牙轮钻头已不适合，机械钻速更是最低降至8.6ft/hr，故起钻更换为PDC钻头。
更换钻头后，机械钻速明显提高，但因排量小，返砂慢，因此采取控速钻进，机械钻速控制在100ft/hr，钻压控制在0-10klb之间。从6200ft开始定向钻进，但因排量受限，钻压控制较小，且PDC钻头钻速较快，钻压无法有效加至钻头，导致定向未能达预期效果。
二、12 1/4”井眼施工
1、地层情况
该井12 1/4”井段7090ft-10900ft以砂岩较多，掺有少量泥页岩;10900ft-13300ft主要砂岩和页岩交替出现;13300ft-13778ft为纯泥页岩： 灰色，中等硬度，块状，扁平，非钙质。
2、钻进参数及钻头选择
该井段主要难度在于，前段7096ft-11590ft保证造斜率，顺利中靶，后段11590ft-13778ft保证稳斜，保持井斜61°，快速优质复合钻进。为保证造斜率并结合地层岩性，在7096ft-7507ft使用了一只三牙轮钻头，钻压1-3klb排量600gpm，泵压16.1MPa，钻头进尺411ft，机械钻速达到31.09ft/hr，由于钻速降低，故起钻换新的钻头，起出的钻头，牙齿明显磨损，有个别脱落;
在7508-8047ft使用了新的牙轮钻头，钻压4-10klb排量600gpm，泵压19.6MPa，钻头进尺540ft，机械钻速达到26.73ft/hr;两只牙轮钻头机械钻速降低，主要是地层变化，前段砂岩比重较大，适合牙轮钻头破碎滑动的碎岩机理，后半段泥页岩逐渐增加，牙轮钻头高钻压低转速的性能不容易发挥作用，而且使用寿命较短。
直-增-稳的井型，前期造斜困难，选用了两只牙轮钻头，井深8047ft，井斜14.13°。8048-13778ft考虑井斜趋势已出，而且地层出现大量泥页岩，换更适合的PDC钻头，一是可以保证增斜趋势，二是提高机械钻速。
8048-10541ft使用的PDC钻头，钻压0-6klb，排量610gpm，转速100-110rpm，泵压24.5MPa，钻头进尺2494ft，机械钻速达到48.30ft/hr;10542-13778ft使用的PDC钻头，钻压0-6klb排量620gpm，转速125rpm，泵压28.5MPa，钻头进尺3237ft，机械钻速达到59.5ft/hr.通过机械钻速对比，PDC钻头明显比牙轮更适应该地层，既实现了增斜稳斜也提高了机械钻速，减少牙轮钻头的使用，降低成本。
3、旋转导向技术应用
12 1/4”井眼完钻井深13778ft，井斜61.3°，大井眼大斜度井眼，使用了斯伦贝谢RSS旋转导向技术。该技术的使用，其一是极大的增强了对钻井轨迹控制的能力，地面可以将导向信号传递到井下，井下也可将井下测量信号传输到地面，实现地面与井下双向通讯;无论是几何导向钻进方式还是地质导向钻进方式都可实现钻头的连续钻进;可以避免在使用井下动力钻具时出现反扭角问题造成轨迹控制不精确的问题，能精确打到靶层。
其二提高了钻进速度，大幅缩短钻井周期，降低钻井成本;克服了滑动钻井钻进时无法为钻头提供鉆压的情况破岩效率大幅提高。
其三在导向过程中轨迹的改变是一个渐变的过程，因此钻头所受的摩擦阻力与摩擦阻力产生的扭矩较小，该井的井眼轨迹十分光滑无波动，在起下钻过程中粘钻现象很少，完井与下套管也容易。该井完井下入12223ft的9 5/8”套管，下至井底，未出现遇阻现象，下套管过程很顺利，验证了井眼轨迹的平滑。
4、油基泥浆体系的应用
本井12 1/4”井眼段泥页岩为主，页岩的矿物成分较复杂，黏土矿物极易遇水发生膨胀，而影响正常钻进，造成井壁垮塌等井下复杂，同时对后期投产造成钻井液污染而降低产能，这是该井本井段使用油基泥浆的主要原因，油基钻井液具有抗高温、抗盐钙侵蚀，有利于井壁稳定、润滑性好、对油气层损害小等优点。
对比水基泥浆，油基泥浆更适合此地层：
1. 在钻井过程中采用水基泥浆，页岩本身是脆性矿物，遇水膨胀，容易引起井眼垮塌，影响钻井质量;
2. 页岩的非有机质孔隙可能是水润湿相，页岩孔隙中的气体容易被水驱替，影响后来的测井质量;
3. 水基泥浆容易引起堵塞，页岩层段本身渗透率就很低，引起产能变化;
4. 油基泥浆可以对页岩起支撑作用，由于孔隙很小，受到毛管压力的阻止，油分子很难进入页岩的有机质和无机质孔隙中。
所以针对本井来说，采用一定比例支撑剂的油基泥浆作为钻井液，而且针对该井大斜度大井眼特点，旋转导向、井身轨迹以及后期固井都是十分关键。
三、结论及经验
1、一开初始岩屑量大，振动筛的处理能力很难达到，跑泥浆现象频繁，需要制作旁通通道;
2、从岩屑barge回收泥浆要做好固相含量的清除工作，防止产生泥浆泵堵塞的现象;
3、在每次打完立柱要及时清理泥浆泵上水滤子，保证泥浆泵正常运转及定向信号稳定。
关键词：钻进;泵压;钻速
该井位于尼日利亚AWOBA NW区块，一开17 1/2”井眼，设计井深2286米，垂深2283米，井斜11.77°，方位69.76°;实际完钻井深2163米，未定向成功;该层下13 3/8”表层套管，下深2161米;二开12 1/4”井眼，设计井深4267米，垂深3625米，井斜61.48°，方位11.30°;实际完钻井深4200米，垂深3585米，井斜61.30°，方位10.08°。完钻之后卡钻事故，报废井深473米，损失旋转导向工具及部分钻具，最终井深3726米，下9 5/8”套管，下深3725米。
一、17 1/2”井眼施工
1、地层情况
该井17 1/2井段前期（388ft-5000ft）以白色石英砾岩、砂岩为主，掺杂少量灰色、浅灰色泥岩;5000ft-5600ft主要以泥岩为主，并开始出现粉砂岩;5600ft-6480ft再次以石英砂岩为主，最后井段则以页岩为主。
2、钻进参数及钻头选择
前期地层以石英砾岩、砂岩为主，胶结度差，且为直井段，故钻压选择在0-10klb之间;受固控设备泥浆处理能力不足的影响，排量较大时，跑浆严重，因此泵速基本控制在120-140冲之间。随着井深增加，砾岩消失，地层岩性以砂岩为主，并开始出现粉砂岩，地层胶结越来越好，压实紧密，铣齿钻头不再适合此类地层，机械钻速更是从56ft/hr降至26ft/hr，故起钻更换为镶齿钻头，钻压也逐步增加至20-28klb。
钻进至5100ft后，地层岩性发生改变，砂岩减少，泥岩增多，地层主要以浅灰色、灰色泥岩为主，掺杂少量砂岩、粉砂岩，因此依靠冲击压碎作用滑动剪切作用来破碎岩石的镶齿牙轮钻头已不适合，机械钻速更是最低降至8.6ft/hr，故起钻更换为PDC钻头。
更换钻头后，机械钻速明显提高，但因排量小，返砂慢，因此采取控速钻进，机械钻速控制在100ft/hr，钻压控制在0-10klb之间。从6200ft开始定向钻进，但因排量受限，钻压控制较小，且PDC钻头钻速较快，钻压无法有效加至钻头，导致定向未能达预期效果。
二、12 1/4”井眼施工
1、地层情况
该井12 1/4”井段7090ft-10900ft以砂岩较多，掺有少量泥页岩;10900ft-13300ft主要砂岩和页岩交替出现;13300ft-13778ft为纯泥页岩： 灰色，中等硬度，块状，扁平，非钙质。
2、钻进参数及钻头选择
该井段主要难度在于，前段7096ft-11590ft保证造斜率，顺利中靶，后段11590ft-13778ft保证稳斜，保持井斜61°，快速优质复合钻进。为保证造斜率并结合地层岩性，在7096ft-7507ft使用了一只三牙轮钻头，钻压1-3klb排量600gpm，泵压16.1MPa，钻头进尺411ft，机械钻速达到31.09ft/hr，由于钻速降低，故起钻换新的钻头，起出的钻头，牙齿明显磨损，有个别脱落;
在7508-8047ft使用了新的牙轮钻头，钻压4-10klb排量600gpm，泵压19.6MPa，钻头进尺540ft，机械钻速达到26.73ft/hr;两只牙轮钻头机械钻速降低，主要是地层变化，前段砂岩比重较大，适合牙轮钻头破碎滑动的碎岩机理，后半段泥页岩逐渐增加，牙轮钻头高钻压低转速的性能不容易发挥作用，而且使用寿命较短。
直-增-稳的井型，前期造斜困难，选用了两只牙轮钻头，井深8047ft，井斜14.13°。8048-13778ft考虑井斜趋势已出，而且地层出现大量泥页岩，换更适合的PDC钻头，一是可以保证增斜趋势，二是提高机械钻速。
8048-10541ft使用的PDC钻头，钻压0-6klb，排量610gpm，转速100-110rpm，泵压24.5MPa，钻头进尺2494ft，机械钻速达到48.30ft/hr;10542-13778ft使用的PDC钻头，钻压0-6klb排量620gpm，转速125rpm，泵压28.5MPa，钻头进尺3237ft，机械钻速达到59.5ft/hr.通过机械钻速对比，PDC钻头明显比牙轮更适应该地层，既实现了增斜稳斜也提高了机械钻速，减少牙轮钻头的使用，降低成本。
3、旋转导向技术应用
12 1/4”井眼完钻井深13778ft，井斜61.3°，大井眼大斜度井眼，使用了斯伦贝谢RSS旋转导向技术。该技术的使用，其一是极大的增强了对钻井轨迹控制的能力，地面可以将导向信号传递到井下，井下也可将井下测量信号传输到地面，实现地面与井下双向通讯;无论是几何导向钻进方式还是地质导向钻进方式都可实现钻头的连续钻进;可以避免在使用井下动力钻具时出现反扭角问题造成轨迹控制不精确的问题，能精确打到靶层。
其二提高了钻进速度，大幅缩短钻井周期，降低钻井成本;克服了滑动钻井钻进时无法为钻头提供鉆压的情况破岩效率大幅提高。
其三在导向过程中轨迹的改变是一个渐变的过程，因此钻头所受的摩擦阻力与摩擦阻力产生的扭矩较小，该井的井眼轨迹十分光滑无波动，在起下钻过程中粘钻现象很少，完井与下套管也容易。该井完井下入12223ft的9 5/8”套管，下至井底，未出现遇阻现象，下套管过程很顺利，验证了井眼轨迹的平滑。
4、油基泥浆体系的应用
本井12 1/4”井眼段泥页岩为主，页岩的矿物成分较复杂，黏土矿物极易遇水发生膨胀，而影响正常钻进，造成井壁垮塌等井下复杂，同时对后期投产造成钻井液污染而降低产能，这是该井本井段使用油基泥浆的主要原因，油基钻井液具有抗高温、抗盐钙侵蚀，有利于井壁稳定、润滑性好、对油气层损害小等优点。
对比水基泥浆，油基泥浆更适合此地层：
1. 在钻井过程中采用水基泥浆，页岩本身是脆性矿物，遇水膨胀，容易引起井眼垮塌，影响钻井质量;
2. 页岩的非有机质孔隙可能是水润湿相，页岩孔隙中的气体容易被水驱替，影响后来的测井质量;
3. 水基泥浆容易引起堵塞，页岩层段本身渗透率就很低，引起产能变化;
4. 油基泥浆可以对页岩起支撑作用，由于孔隙很小，受到毛管压力的阻止，油分子很难进入页岩的有机质和无机质孔隙中。
所以针对本井来说，采用一定比例支撑剂的油基泥浆作为钻井液，而且针对该井大斜度大井眼特点，旋转导向、井身轨迹以及后期固井都是十分关键。
三、结论及经验
1、一开初始岩屑量大，振动筛的处理能力很难达到，跑泥浆现象频繁，需要制作旁通通道;
2、从岩屑barge回收泥浆要做好固相含量的清除工作，防止产生泥浆泵堵塞的现象;
3、在每次打完立柱要及时清理泥浆泵上水滤子，保证泥浆泵正常运转及定向信号稳定。