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摘要：针对乍得Bongor盆地地层水敏性强，泥岩易缩径，页岩易垮塌的特点，采用甲酸钾（PFA）钻井液体系提高对泥页岩的抑制、防塌能力，增强井壁稳定性。现场应用结果表明，甲酸钾体系的配制及维护方法简单，性能优越，成本适中，井壁稳定性好，井径扩大率仅为2.25%。
关键词：Bongor盆地 泥页岩 井壁失稳 甲酸钾 抑制 防塌
0 引言
乍得H区块是中国石油天然气集团公司（简称“中国石油”）在海外面积最大的高风险勘探区块， Bongor盆地是H区块内一个完整的沉积盆地[1]， 每年在这里施工的油井有百余口。由于该地区地层中水敏性强的泥页岩较多，而原有Bio-Pro体系的抑制、防塌能力又有所不足，导致井壁缩径、掉块问题严重，时常出现起钻超拉、井壁垮塌的情况，一旦处理不当很可能造成卡钻、钻具被埋等更加严重的事故。甲酸钾是一种新型的泥页岩防塌抑制剂，以甲酸钾为基液配制而成的甲酸钾钻井液体系具有防塌抑制能力强、流变性能优越、降失水能力好等诸多优点。本文着重介绍了甲酸钾钻井液体系在乍得Bongor盆地Pavetta-1井的现场使用情况，将其与使用Bio-Pro体系的Baobab NE-22等其它三口井进行了对比，并对甲酸钾钻井液体系在该地区的钻井液技术进行了总结。
1 甲酸钾作用机理
甲酸钾的作用机理主要有四点：离子交换，K+可以置换出蒙脱土中的Na+形成不易膨胀分散的稳定结构；晶格固定，K+的大小刚好嵌入伊利石相邻晶层间氧原子网格形成的空穴中，形成键合，从而限制了相邻晶层的膨胀和分离；电荷中和，甲酸钾溶液中离子浓度高，能够压缩粘土胶体颗粒双电层，使粘土负电性大大减弱，水化膨胀能力降低；低活度，加入甲酸钾后会减少钻井液中的自由水，产生一定的渗透压差，有利于阻止压力传递到泥页岩中，从而抑制泥页岩水化膨胀、分散[2-6]。
2 钻井液工艺技术
2.1 配制工艺
配方：水+0.5～1.0%土粉+0.1～0.2%NaOH +1～1.5%PAC-LV+0.05～0.1%XC+5%PFA+BaSO4。
工艺一：向罐中打入适量清水，将一个罐獨立，在其中将配浆所需PFA全部加入。在其他罐中打入适量清水后依次加入0.5～1.0%土粉、0.1～0.2%NaOH、1～1.5%PAC-LV。将二者均匀混合，充分搅拌，加入0.05～0.1%XC，测量性能符合要求后将钻井液加重至要求密度。
工艺二：保留一开所用5%的土浆10～15m3，用水稀释至70～120m3，搅拌均匀，依次加入0.1～0.2%NaOH、1～1.5%PAC-LV。在一个单独的罐中加水30m3，将配浆所需PFA全部加入。余下步骤同工艺一。
2.2 维护处理工艺
2.2.1 钻进至R层钻井液的维护
胶液配制：水+0.8～1.2%NH4HPAN+1～1.5%PAC-
LV+5%PFA+0.05～0.1%NaOH+0.05～0.1%XC+0.3～0.5%K-PAM。正常钻进中保证PFA、K-PAM有效含量，确保钻井液的包被、抑制性。前期尽量保持较低的固含及般含，为后期保留出足够的空间。
2.2.2 钻进至K层钻井液的维护
胶液配制：水+ 0.5～1% NH4HPAN + 0.5～1.0%PAC-LV +5%PFA+0.05～0.1%NaOH+0.3～0.5%K-PAM+1～2%PolycoL-I+BaSO4。随着井深的增加逐步减少NH4HPAN和PAC-LV的加量，并适时加入Polycol-I，加强封堵能力，降低失水，同时控制合理密度、保证抑制性。
2.2.3 钻进M层钻井液的维护
胶液配制：水+0.5～1.0%NH4HPAN+0.5～1.0%PAC-
LV+5%PFA+0.05～0.1%NaOH+0.3～0.5%K-PAM +1.5～2%Polycol-I+1～1.5%SMP-I+1～1.5%SPNH +BaSO4。根据地层及岩性的变化，可适当增加PFA、K-PAM的加量，进入M层之后向泥浆中补充SMP-I和SPNH进一步降低失水，改善泥饼质量，加强封堵能力。
2.2.4 钻进至P层钻井液的维护
胶液配制：水+0.5%PAC-LV+5%PFA+0.05～0.1%
NaOH+0.1～0.2%K-PAM+1.0%PolycoI-I+1%SMP-I+
1%SPNH+0.2%HFX-101。该段可钻性较差，钻时慢，体系容易受钻头重复切削的影响造成固相含量增加，维护时以包被剂和地面固控设备相结合。
2.2.5 钻进至基岩层钻井液的维护
胶液配制：水+0.5～1.0%PAC-LV +0.05～0.1%NaOH+0.5～1%Polycol-I +1.0 ～1.5%SMP-1。该段以红色花岗岩为主，地层致密，可钻性差，平均钻时1m/h左右。该段易漏，钻进中以防漏为主。
3 地质概况及井深结构
Bongor盆地位于乍得西南部、中非剪切带中段北侧，是受中非剪切带影响发育起来的中一新生代陆内裂谷盆地[1]，其构造地质分层及岩性描述如表3.1中所示。表3.2是Pavetta-1井及其它三口井的井深结构简介。
4 结论与建议
①现场应用结果表明，甲酸钾钻井液体系的抑制、防塌能力强，流变携砂性能及降失水能力优越，成本合理，井径规则，事故率低。
②通过使用甲酸钾钻井液体系较好的解决了乍得Bongor盆地强水敏性底地层的缩径及垮塌问题。
③正常钻进中，严格控制体系的固含和般含，否则增稠效应明显，导致后期粘度切力不易控制，现场可多做小型实验以确定适合本井的固含和般含。
④本体系中甲酸钾的含量尽量不低于5%，以保证其具有较强的防塌抑制效果。由于蒙脱石对K+的需求量大于伊利石，因此当钻遇蒙脱石含量较高的地层时，可适当增加甲酸钾的加量。
⑤使用具有包被抑制能力的聚合物配合甲酸钾一起使用，利用协同防塌的机理，效果比单纯使用甲酸钾要好很多。
⑥甲酸钾及其它聚合物处理剂应以胶液的形式加入，以免造成钻井液性能大幅度波动。
参考文献：
[1]窦立荣，肖坤叶，胡勇，等.乍得Bongor盆地石油地质特征及成藏模式[J].石油学报，2011，32（3）：380.
[2]鄢捷年.钻井液工艺学[M].山东东营：中国石油大学出版社，2001.
[3]王森，陈乔，刘洪，王丽莎.页岩地层水基钻井液进展[J].科学技术与工程，2013，13（16）：4599.
关键词：Bongor盆地 泥页岩 井壁失稳 甲酸钾 抑制 防塌
0 引言
乍得H区块是中国石油天然气集团公司（简称“中国石油”）在海外面积最大的高风险勘探区块， Bongor盆地是H区块内一个完整的沉积盆地[1]， 每年在这里施工的油井有百余口。由于该地区地层中水敏性强的泥页岩较多，而原有Bio-Pro体系的抑制、防塌能力又有所不足，导致井壁缩径、掉块问题严重，时常出现起钻超拉、井壁垮塌的情况，一旦处理不当很可能造成卡钻、钻具被埋等更加严重的事故。甲酸钾是一种新型的泥页岩防塌抑制剂，以甲酸钾为基液配制而成的甲酸钾钻井液体系具有防塌抑制能力强、流变性能优越、降失水能力好等诸多优点。本文着重介绍了甲酸钾钻井液体系在乍得Bongor盆地Pavetta-1井的现场使用情况，将其与使用Bio-Pro体系的Baobab NE-22等其它三口井进行了对比，并对甲酸钾钻井液体系在该地区的钻井液技术进行了总结。
1 甲酸钾作用机理
甲酸钾的作用机理主要有四点：离子交换，K+可以置换出蒙脱土中的Na+形成不易膨胀分散的稳定结构；晶格固定，K+的大小刚好嵌入伊利石相邻晶层间氧原子网格形成的空穴中，形成键合，从而限制了相邻晶层的膨胀和分离；电荷中和，甲酸钾溶液中离子浓度高，能够压缩粘土胶体颗粒双电层，使粘土负电性大大减弱，水化膨胀能力降低；低活度，加入甲酸钾后会减少钻井液中的自由水，产生一定的渗透压差，有利于阻止压力传递到泥页岩中，从而抑制泥页岩水化膨胀、分散[2-6]。
2 钻井液工艺技术
2.1 配制工艺
配方：水+0.5～1.0%土粉+0.1～0.2%NaOH +1～1.5%PAC-LV+0.05～0.1%XC+5%PFA+BaSO4。
工艺一：向罐中打入适量清水，将一个罐獨立，在其中将配浆所需PFA全部加入。在其他罐中打入适量清水后依次加入0.5～1.0%土粉、0.1～0.2%NaOH、1～1.5%PAC-LV。将二者均匀混合，充分搅拌，加入0.05～0.1%XC，测量性能符合要求后将钻井液加重至要求密度。
工艺二：保留一开所用5%的土浆10～15m3，用水稀释至70～120m3，搅拌均匀，依次加入0.1～0.2%NaOH、1～1.5%PAC-LV。在一个单独的罐中加水30m3，将配浆所需PFA全部加入。余下步骤同工艺一。
2.2 维护处理工艺
2.2.1 钻进至R层钻井液的维护
胶液配制：水+0.8～1.2%NH4HPAN+1～1.5%PAC-
LV+5%PFA+0.05～0.1%NaOH+0.05～0.1%XC+0.3～0.5%K-PAM。正常钻进中保证PFA、K-PAM有效含量，确保钻井液的包被、抑制性。前期尽量保持较低的固含及般含，为后期保留出足够的空间。
2.2.2 钻进至K层钻井液的维护
胶液配制：水+ 0.5～1% NH4HPAN + 0.5～1.0%PAC-LV +5%PFA+0.05～0.1%NaOH+0.3～0.5%K-PAM+1～2%PolycoL-I+BaSO4。随着井深的增加逐步减少NH4HPAN和PAC-LV的加量，并适时加入Polycol-I，加强封堵能力，降低失水，同时控制合理密度、保证抑制性。
2.2.3 钻进M层钻井液的维护
胶液配制：水+0.5～1.0%NH4HPAN+0.5～1.0%PAC-
LV+5%PFA+0.05～0.1%NaOH+0.3～0.5%K-PAM +1.5～2%Polycol-I+1～1.5%SMP-I+1～1.5%SPNH +BaSO4。根据地层及岩性的变化，可适当增加PFA、K-PAM的加量，进入M层之后向泥浆中补充SMP-I和SPNH进一步降低失水，改善泥饼质量，加强封堵能力。
2.2.4 钻进至P层钻井液的维护
胶液配制：水+0.5%PAC-LV+5%PFA+0.05～0.1%
NaOH+0.1～0.2%K-PAM+1.0%PolycoI-I+1%SMP-I+
1%SPNH+0.2%HFX-101。该段可钻性较差，钻时慢，体系容易受钻头重复切削的影响造成固相含量增加，维护时以包被剂和地面固控设备相结合。
2.2.5 钻进至基岩层钻井液的维护
胶液配制：水+0.5～1.0%PAC-LV +0.05～0.1%NaOH+0.5～1%Polycol-I +1.0 ～1.5%SMP-1。该段以红色花岗岩为主，地层致密，可钻性差，平均钻时1m/h左右。该段易漏，钻进中以防漏为主。
3 地质概况及井深结构
Bongor盆地位于乍得西南部、中非剪切带中段北侧，是受中非剪切带影响发育起来的中一新生代陆内裂谷盆地[1]，其构造地质分层及岩性描述如表3.1中所示。表3.2是Pavetta-1井及其它三口井的井深结构简介。
4 结论与建议
①现场应用结果表明，甲酸钾钻井液体系的抑制、防塌能力强，流变携砂性能及降失水能力优越，成本合理，井径规则，事故率低。
②通过使用甲酸钾钻井液体系较好的解决了乍得Bongor盆地强水敏性底地层的缩径及垮塌问题。
③正常钻进中，严格控制体系的固含和般含，否则增稠效应明显，导致后期粘度切力不易控制，现场可多做小型实验以确定适合本井的固含和般含。
④本体系中甲酸钾的含量尽量不低于5%，以保证其具有较强的防塌抑制效果。由于蒙脱石对K+的需求量大于伊利石，因此当钻遇蒙脱石含量较高的地层时，可适当增加甲酸钾的加量。
⑤使用具有包被抑制能力的聚合物配合甲酸钾一起使用，利用协同防塌的机理，效果比单纯使用甲酸钾要好很多。
⑥甲酸钾及其它聚合物处理剂应以胶液的形式加入，以免造成钻井液性能大幅度波动。
参考文献：
[1]窦立荣，肖坤叶，胡勇，等.乍得Bongor盆地石油地质特征及成藏模式[J].石油学报，2011，32（3）：380.
[2]鄢捷年.钻井液工艺学[M].山东东营：中国石油大学出版社，2001.
[3]王森，陈乔，刘洪，王丽莎.页岩地层水基钻井液进展[J].科学技术与工程，2013，13（16）：4599.