一種適用于硬脆性泥頁巖的水基鉆井液及其制備方法與流程

本發明涉及石油鉆井工程鉆井液
技術領域：
，特別涉及一種適用于硬脆性泥頁巖的水基鉆井液及其制備方法。
背景技術：
：硬脆性泥頁巖組成中非膨脹性粘土礦物如伊利石和綠泥石含量較多，膨脹性粘土礦物蒙脫石的含量相對較低，伊蒙混層中蒙脫石的混層也比較低，層理和裂縫發育，滲透率低。硬脆性泥頁巖的組成和結構特點導致其容易由于局部水化膨脹而引起泥頁巖的整體肢解和坍塌。因此，硬脆性泥頁巖地層非常容易發生井壁坍塌事故。特別是在鉆井過程中，當鉆井液進入硬脆性泥頁巖中的微裂縫后，引起局部水化膨脹，使裂縫的肢解加劇，濾液侵入越深，裂縫的裂解就越嚴重，剝落和坍塌趨勢加劇。因此，用于硬脆性泥頁巖的鉆井液應當具有良好的降失水性能、封堵微裂縫能力以及抑制地層中粘土遇水發生膨脹的能力，以防止井壁坍塌。目前，本領域技術人員研發出了一些具有較好防塌性能的防塌鉆井液體系，例如聚合物-KCl鉆井液體系、聚磺鉆井液體系、兩性復合離子聚合物鉆井液體系等油基鉆井液體系。在實現本發明的過程中，本發明人發現現有技術中至少存在以下問題：現有的具有防塌性能的鉆井液抑制地層中粘土遇水發生膨脹能力較弱，而且成本高、污染環境。技術實現要素：為了解決上述的技術問題，本發明提供一種能夠有效抑制地層中粘土遇水發生膨脹且成本低、安全環保的適用于硬脆性泥頁巖的水基鉆井液及其制備方法。具體而言，包括以下的技術方案：本發明第一方面提供一種適用于硬脆性泥頁巖的水基鉆井液，所述鉆井液包括以下重量份數的組分：水，100份；鈉基膨潤土，2～3份；胺基聚醇，0.5～1份；聚合醇，2～3份；甲基葡萄糖苷，2～3份；大分子包被劑，0.2～0.3份；降濾失劑，2.3～2.5份；封堵劑，0.8～1份；潤滑劑，1～2份；瀝青類防塌劑，1.5～2.5份。優選地，所述鉆井液包括以下重量份數的組分：水，100份；鈉基膨潤土，2份；胺基聚醇，0.5份；聚合醇，2份；甲基葡萄糖苷，2份；大分子包被劑，0.3份；降濾失劑，2.3份；封堵劑，0.8份；潤滑劑，1份；瀝青類防塌劑，2份。優選地，所述大分子包被劑為BNG型聚合物大分子包被劑。優選地，所述降濾失劑選自HMP-21型雙聚銨鹽降濾失劑及HT-301型兩性離子降濾失劑中的至少一種。優選地，所述降濾失劑為HMP-21型雙聚銨鹽降濾失劑和HT-301型兩性離子降濾失劑，所述HMP-21型雙聚銨鹽降濾失劑在所述鉆井液中的重量份數為1.8～2.2份，所述HT-301型兩性離子降濾失劑在所述鉆井液中的重量份數為0.3～0.5份。優選地，所述潤滑劑為液體潤滑劑或者固體潤滑劑。優選地，所述液體潤滑劑為YG-16型液體潤滑劑，所述固體潤滑劑為石墨。優選地，所述封堵劑為BST-II型油氣層無侵入保護劑。優選地，所述瀝青類防塌劑為FT-401型防塌劑。本發明第二方面提供一種本發明第一方面的適用于硬脆性泥頁巖的水基鉆井液的制備方法，所述制備方法包括以下步驟：步驟1，在容器中加入100重量份的水以及2～3重量份的鈉基膨潤土，攪拌均勻后在室溫下進行水化，得到基漿；步驟2，向步驟1所得基漿中加入0.5～1重量份的胺基聚醇、2～3重量份的聚合醇、2～3重量份的甲基葡萄糖苷、0.2～0.3重量份的大分子包被劑、2.3～2.5重量份的降濾失劑、0.8～1重量份的封堵劑、1～2重量份的潤滑劑以及1.5～2.5重量份的瀝青類防塌劑，攪拌均勻后即得所述適用于硬脆性泥頁巖的水基鉆井液。本發明實施例提供的技術方案的有益效果：本發明實施例對傳統防塌鉆井液的組成及比例進行優化改進，提供了一種以胺基聚醇、聚合醇以及甲基葡糖糖苷為復合抑制劑，同時添加大分子包被劑、降濾失劑、封堵劑、潤滑劑以及瀝青類防塌劑等組分的水基鉆井液。胺基聚醇分子鏈上的胺基能夠嵌入地層微裂縫中并且能夠吸附在粘土上，防止水分進入泥頁巖中的微裂縫后引起局部水化膨脹，導致井壁的剝落和坍塌；聚合醇具有“濁點效應”，當井下溫度超過其濁點后，聚合醇能夠從水溶液中析出而聚集成乳狀顆粒，以封堵地層中的微裂縫；甲基葡萄糖苷一方面能夠抑制粘土的水化膨脹，另一方面還具有潤滑、保護油氣層的作用。上述胺基聚醇、聚合醇以及甲基葡萄糖苷和大分子包被劑、降濾失劑、封堵劑、潤滑劑以及瀝青類防塌劑等組分協同作用，使本發明實施例的水基鉆井液具有良好的抑制防塌能力以及抗高溫能力，能夠抗5％的鈉基膨潤土、10％NaCl或5％CaCl2污染，潤滑系數能夠達到0.08以下，儲層保護性能優良，平均滲透率恢復值能夠達到85％以上，適用于硬脆性泥頁巖的鉆進。本發明實施例提供的水基鉆井液在綜合性能上能夠與油基鉆井液相媲美，但是克服了油基鉆井液污染環境、影響油氣層顯示、成本高的缺點。采用本發明實施例的水基鉆井液能夠在有效防止井壁坍塌的同時，降低成本，保護環境。附圖說明為了更清楚地說明本發明實施例中的技術方案，下面將對實施例描述中所需要使用的附圖作簡單地介紹。圖1為實施例10中不同鉆井液的巖心回收率對比圖；圖2為實施例10不同鉆井液中巖心的膨脹高度隨浸泡時間變化的曲線。具體實施方式為使本發明的技術方案和優點更加清楚，下面將結合附圖對本發明實施方式作進一步地詳細描述。本發明第一方面提供一種適用于硬脆性泥頁巖的水基鉆井液，所述鉆井液包括以下重量份數的組分：水，100份；鈉基膨潤土，2～3份；胺基聚醇，0.5～1份；聚合醇，2～3份；甲基葡萄糖苷，2～3份；大分子包被劑，0.2～0.3份；降濾 失劑，2.3～2.5份；封堵劑，0.8～1份；潤滑劑，1～2份；瀝青類防塌劑，1.5～2.5份。本發明實施例對傳統防塌鉆井液的組成及比例進行優化改進，提供了一種以胺基聚醇、聚合醇以及甲基葡糖糖苷為復合抑制劑，同時添加大分子包被劑、降濾失劑、封堵劑、潤滑劑以及瀝青類防塌劑等組分的水基鉆井液。其中：胺基聚醇是聚醇分子鏈中引入胺基官能團的一類聚合物，其分子鏈上的胺基能夠嵌入地層微裂縫中并且能夠吸附在粘土上，并且能夠使粘土緊密結合在一起，防止水分進入泥頁巖中的微裂縫后引起局部水化膨脹，導致井壁的剝落和坍塌；聚合醇是一種表面活性劑，其分子鏈的側鏈上含有大量羥基；聚合醇具有“濁點效應”，即聚合醇在濁點溫度以下能夠完全溶于水中，當溫度超過濁點后，聚合醇從溶液中析出聚集成乳狀顆粒，封堵硬脆性泥頁巖地層中的微裂縫；不同分子鏈長度的聚合醇的濁點不同，可以根據實際工況選擇適合的聚合醇，使井下溫度達到聚合醇的濁點溫度以上，充分發揮聚合醇的“濁點效應”，提高所得鉆井液抑制性能；同時，當溫度達到濁點溫度以上時，聚合醇還具有一定的潤滑作用；甲基葡萄糖苷(MEG)同樣能夠抑制粘土水化膨脹，還具有減少鉆井液失水、潤滑以及保護油氣層的作用。上述的胺基聚醇、聚合醇以及甲基葡萄糖苷和大分子包被劑、降濾失劑、封堵劑、潤滑劑以及瀝青類防塌劑等組分協同作用，使本發明實施例的水基鉆井液具有良好的抑制防塌能力以及抗高溫能力，能夠抗5％的鈉基膨潤土、10％NaCl或5％CaCl2污染，潤滑系數能夠達到0.08以下，儲層保護性能優良，平均滲透率恢復值能夠達到85％以上，適用于硬脆性泥頁巖的鉆進。本發明實施例的水基鉆井液中，各組分的含量都比較低，因此，本發明實施例的水基鉆井液成本低、對環境無污染。綜上，本發明實施例提供的水基鉆井液在綜合性能上能夠與油基鉆井液相媲美，但是克服了油基鉆井液污染環境、影響油氣層顯示、成本高的缺點。在上述的鉆井液中，各組分的重量分數優選：水，100份；鈉基膨潤土，2份；胺基聚醇，0.5份；聚合醇，2份；甲基葡萄糖苷，2份；大分子包被劑，0.3份；降濾失劑，2.3份；封堵劑，0.8份；潤滑劑，1份；瀝青類防塌劑，2 份。上述鉆井液的其余組分如大分子包被劑、降濾失劑、封堵劑、潤滑劑以及瀝青類防塌劑等的具體型號沒有嚴格的限制，本領域技術人員可以根據實際的工況條件選擇。但是，所選擇的各分組應當與胺基聚醇、聚合醇以及甲基葡萄糖苷具有良好的配伍性，從而使鉆井液各組分之間能夠協同作用，提高鉆井液的抑制防塌性能。其中，大分子包被劑優選BNG型聚合物大分子包被劑；降濾失劑優選HMP-21型雙聚銨鹽降濾失劑或者HT-301型兩性離子降濾失劑中或者它們的組合。更優選HMP-21型雙聚銨鹽降濾失劑和HT-301型兩性離子降濾失劑的組合，其中，HMP-21型雙聚銨鹽降濾失劑在所述鉆井液中的重量份數為1.8～2.2份，HT-301型兩性離子降濾失劑在所述鉆井液中的重量份數為0.3～0.5份；潤滑劑可以是液體潤滑劑也可以是固體潤滑劑。液體潤滑劑優選YG-16型液體潤滑劑，固體潤滑劑優選石墨；封堵劑優選BST-II型油氣層無侵入保護劑；瀝青類防塌劑優選FT-401型防塌劑。在上述的鉆井液中，為了提高所得鉆井液的密度，可以在鉆井液中加入加重材料，例如重晶石粉、鐵礦粉、石灰石等。實驗數據表明，加入加重材料后，本發明實施例的鉆井液的抑制防塌性能、抗高溫性能、潤滑性能等性能沒有受到影響。本發明第二方面提供一種本發明第一方面的適用于硬脆性泥頁巖的水基鉆井液的制備方法，所述制備方法包括以下步驟：步驟1，在容器中加入100重量份的水以及2～3重量份的鈉基膨潤土，攪拌均勻后在室溫下進行水化，得到基漿；步驟2，向步驟1所得基漿中加入0.5～1重量份的胺基聚醇、2～3重量份的聚合醇、2～3重量份的甲基葡萄糖苷、0.2～0.3重量份的大分子包被劑、2.3～2.5重量份的降濾失劑、0.8～1重量份的封堵劑、1～2重量份的潤滑劑以及1.5～2.5重量份的瀝青類防塌劑，攪拌均勻后即得所述適用于硬脆性泥頁巖的水基鉆井液。在上述的制備方法中，步驟1中，可以在加入鈉基膨潤土的同時，加入 0.1～0.15重量份的碳酸鈉或者其他堿性物質，來提高鈉基膨潤土的水化效果，提高所得基漿的性能。水化時間包括但不限于24小時。以下實施例中所用主要化學試劑的型號、生產廠家如下：胺基聚醇，型號：WX，廠家：北京奧凱立科技發展有限公司；聚合醇，型號：JHC，廠家：北京奧凱立科技發展有限公司；甲基葡萄糖苷，型號：MEG，廠家：北京奧凱立科技發展有限公司；鈉基膨潤土，廠家：新疆夏子街；HMP-21型雙聚銨鹽降濾失劑，廠家：北京奧凱立科技發展有限公司；HT-301型兩性離子降濾失劑，廠家：河南省輝縣航天化工一廠；BNG型聚合物大分子包被劑，廠家：烏魯木齊鑫海華油田開發技術有限公司；BST-II型油氣層無侵入保護劑，廠家：北京奧凱立科技發展有限公司；FT-401型防塌劑，廠家：河南金馬石油科技有限責任公司；YG-16型液體潤滑劑，廠家：惠州市奇盛塑料助劑制品有限公司。以下實施例中，為了方便敘述，鉆井液中各組分的含量用質量體積濃度來表示。例如，2％基漿表示在100ml水中加入2g鈉基膨潤土，0.5％胺基聚醇表示在100ml鉆井液(即水為100ml)中含有0.5g的胺基聚醇，0.3％BNG型聚合物大分子包被劑表示在100ml鉆井液(即水為100ml)中含有0.3g的BNG型聚合物大分子包被劑。以下實施例1～6通過對鉆井液中各組分濃度不同時所得鉆井液的性能進行研究，得到鉆井液中各組分的最佳配比。實施例1：本實施例對不同濃度的基漿性能進行研究。本實施例中所用基漿的制備方法為：每100ml水中分別加入1g鈉基膨潤土、2g鈉基膨潤土及3g鈉基膨潤土，在室溫下經24小時水化得到濃度為1％、2％以及3％的基漿。按照標準GB/T29170-2012對不同濃度的基漿的流變性能(即 在外力作用下，基漿發生流動和變形的性能)及失水量進行測定。其中，失水量測試結果如表1所示。表1不同濃度基漿的性能表1中，表觀粘度(AV)以及塑性粘度(PV)用來表征基漿的流變性能。綜合考慮降低固相含量以及流變性和失水量這兩項指標，濃度為2％的基漿性能最佳。實施例2本實施例對大分子包被劑濃度不同時所得鉆井液的性能進行研究。本實施例中單獨采用BNG型聚合物大分子包被劑(以下簡稱BNG)，向每100ml2％基漿中分別加入0.2g、0.3g以及0.4gBNG，得到BNG的質量體積濃度分別為0.2％、0.3％以及0.4％的鉆井液。表2中的序號所代表的鉆井液配方如下：1、2％基漿；2、每100毫升2％基漿+0.2gBNG；3、每100毫升2％基漿+0.3gBNG；4、每100毫升2％基漿+0.4gBNG。分別測量上述1～4配方中的鉆井液在磙子加熱爐中120℃條件下，經過16小時的滾動前后的表觀粘度(AV)、塑性粘度(PV)、動切力(YP)、鉆井液靜切力(G"/G')以及失水量(APIFL)、測試結果見表2。表2中“120℃/16h”表示鉆井液在磙子加熱爐中120℃條件下，經過16小時的滾動后測得的結果。表2不同BNG添加量對鉆井液性能的影響表2中“120℃/16h”表示鉆井液在磙子加熱爐中120℃條件下，經過16小時的滾動后測得的結果。從表2的實驗數據可以看出，BNG的添加量達到0.3％時，所得鉆井液的流變性和失水量趨于穩定，因此，BNG的最佳添加量為0.3％。實施例3本實施例對鉆井液中復合抑制劑中胺基聚醇、聚合醇以及甲基葡萄糖苷(以下簡稱MEG)的配比進行研究。(1)抑制劑單獨采用胺基聚醇。表3中的序號所代表的鉆井液配方如下：1、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.3g胺基聚醇；2、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇；3、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.8g胺基聚醇。分別測量上述1～3配方中的鉆井液在磙子加熱爐中120℃條件下，經過16小時的滾動前后的表觀粘度(AV)、塑性粘度(PV)、動切力(YP)、鉆井液靜 切力(G"/G')以及失水量(APIFL)、測試結果見表3。表3中“120℃/16h”表示鉆井液在磙子加熱爐中120℃條件下，經過16小時的滾動后測得的結果。表3不同胺基聚醇添加量對鉆井液性能的影響從表3的實驗數據看出，隨著胺基聚醇濃度的增加，所得鉆井液體系的粘切增加，當每100ml2％鉆井液中胺基聚醇添加量達到0.5g以上(即質量體積濃度超過0.5％)時，所得鉆井液體系粘度增加幅度比較大，但是失水量增幅也較大。綜合考慮，每100ml鉆井液中胺基聚醇的最佳添加量為0.5g(即胺基聚醇的最佳質量體積濃度為0.5％)。(2)抑制劑以胺基聚醇為主劑，聚合醇作為輔劑。表4中的序號所代表的鉆井液配方如下：1、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇；2、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+3g聚合醇；3、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+4g聚合醇。分別測量上述1～3配方中的鉆井液在磙子加熱爐中120℃條件下，經過16小時的滾動前后的表觀粘度(AV)、塑性粘度(PV)、動切力(YP)、鉆井液靜切力(G"/G')以及失水量(APIFL)、測試結果見表4。表4中“120℃/16h”表示鉆井液在磙子加熱爐中120℃條件下，經過16小時的滾動后測得的結果。表4不同聚合醇添加量對鉆井液性能的影響從表4的實驗數據可以看出，隨著聚合醇加量的增加，體系的粘切增加，失水增加幅度也比較大，同時從成本方面考慮，每100ml鉆井液中聚合醇的最佳添加量為2g(即聚合醇的最佳質量體積濃度為2％)。(3)抑制劑以胺基聚醇為主劑，聚合醇和MEG作為輔劑。表5中的序號所代表的鉆井液配方如下：1、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+1gMEG；2、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG；3、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+3gMEG。分別測量上述1～3配方中的鉆井液在磙子加熱爐中120℃條件下，經過16小時的滾動前后的表觀粘度(AV)、塑性粘度(PV)、動切力(YP)、鉆井液靜切力(G"/G')以及失水量(APIFL)、測試結果見表5。表5中“120℃/16h”表示鉆井液在磙子加熱爐中120℃條件下，經過16小時的滾動后測得的結果。表5不同MEG添加量對鉆井液性能的影響從表5的實驗數據可以看出，隨著MEG添加量的增加，所得鉆井液體系的失水量有一定的減少；當每100ml鉆井液中MEG的添加量為2g時，失水為32.2ml，繼續增加MEG的添加量，失水降幅較少，同時從成本方面考慮，每100ml鉆井液中MEG的最佳添加量為2g(即MEG的最佳質量體積濃度為2％)。而且通過表3～5的數據可以看出，采用胺基聚醇+聚合醇+MEG復合抑制劑的鉆井液體系綜合性能較好。實施例4本實施例對鉆井液中降濾失劑的組成及配比進行研究。(1)降濾失劑單獨采用HT-301型兩性離子聚合物降濾失劑(以下簡稱HT-301)。表6中的序號所代表鉆井液的配方如下：1、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG+0.2gHT-301；2、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG+0.3gHT-301；3、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG+0.5gHT-301。分別測量上述1～3配方中的鉆井液在磙子加熱爐中120℃條件下，經過16小時的滾動前后的表觀粘度(AV)、塑性粘度(PV)、動切力(YP)、鉆井液靜切力(G"/G')以及失水量(APIFL)、測試結果見表6。表6中“120℃/16h”表示鉆井液在磙子加熱爐中120℃條件下，經過16小時的滾動后測得的結果。表6不同HT-301添加量對鉆井液性能的影響從表6的實驗數據可以看出，每100ml鉆井液中HT-301型兩性離子聚合物降濾失劑的最佳添加量為0.3g(即HT-301型兩性離子聚合物降濾失劑的最佳質量體積濃度為0.3％)。(2)降濾失劑以HT-301為主劑、以HMP-21型雙聚銨鹽降濾失劑(以下簡稱HMP-21)為輔劑。表7中的序號所代表鉆井液的配方如下：1、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG+0.3gHT-301+1gHMP-21；2、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG+0.3gHT-301+2gHMP-21；3、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2％聚合醇+2％MEG+0.3gHT-301+3gHMP-21。分別測量上述1～3配方中的鉆井液在磙子加熱爐中120℃條件下，經過16小時的滾動前后的表觀粘度(AV)、塑性粘度(PV)、動切力(YP)、鉆井液靜切力(G"/G')以及失水量(APIFL)、測試結果見表7。表7中“120℃/16h”表示鉆井液在磙子加熱爐中120℃條件下，經過16小時的滾動后測得的結果。表7不同HMP-21添加量對鉆井液性能的影響從表7的實驗數據可以看出，每100ml鉆井液中HMP-21型雙聚銨鹽降濾失劑添加量為2g時，流變性和失水量趨于穩定，因此每100ml鉆井液中HMP-21的最佳添加量為2g(即HMP-21的最佳質量體積濃度為2％)。通過表6和表7的數據對比可以看出，為了提高鉆井液的降濾失能力，應當采用以HT-301型兩性離子聚合物降濾失劑為主劑，HMP-21型雙聚銨鹽降濾失劑作為輔劑的復合降濾失劑。實施例5本實施例對鉆井液中潤滑劑的種類及添加量進行研究。向每100毫升2％基漿中分別加入1gYG-16型液體潤滑劑和1g石墨，得到如表8中所記載的配方的鉆井液，按照SY/T6094-1994標準測定潤滑系數及泥餅粘滯系數，測試結果見表8。表8不同潤滑劑對鉆井液性能的影響配方潤滑系數泥餅粘滯系數每100毫升2％基漿+1gYG-160.0660.0913每100毫升2％基漿+1g石墨0.1230.134從表8的實驗數據可以看出，在添加量相同的情況下，采用YG-16型液體潤滑劑所得鉆井液的潤滑系數和泥餅粘滯系數都遠遠小于采用石墨潤滑劑所得鉆井液，因此YG-16型液體潤滑劑的潤滑性能要遠遠好于固體石墨，最終潤滑劑選用YG-16型液體潤滑劑。實施例6本實施例對封堵劑濃度不同時所得鉆井液的性能進行研究。本實施例中采用的封堵劑為BST-II型油氣層無侵入保護劑(以下簡稱BST-II)。表9中的序號所代表的鉆井液配方如下：1、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG+0.3gHT-301+1gYG-16+0.5gBST-II；2、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG+0.3gHT-301+1gYG-16+0.8gBST-II；3、每100毫升2％基漿+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG+0.3gHT-301+1gYG-16+1gBST-II。按照GB/T29170-2012標準分別測量上述1～3配方中的鉆井液的砂床濾失量和砂床侵入深度，所得結果見表9。表9不同BST-II添加量對鉆井液性能的影響序號砂床濾失量/mL砂床侵入深度/cm16.8/206.5305從表9的實驗數據可以看出，當每100ml鉆井液中BST-II的添加量達到0.8g時砂床濾失量為0；繼續增加BST-II的添加量，砂床侵入深度沒有明顯的變化，同時考慮成本，每100ml鉆井液中BST-II的最佳添加量為0.8g(即BST-II的最佳質量體積濃度為0.8％)。根據實施例1～6的實驗結果，實施例7～8提供本發明的適用于硬脆性泥頁巖的水基鉆井液，實施例9～11對所得鉆井液的性能進行測試。實施例7本實施例提供一種不添加加重劑的水基鉆井液。本實施例的水基鉆井液中按照以下步驟制備得到：步驟1，在泥漿罐中加入100重量份的淡水、2重量份的鈉基膨潤土以及0.12重量份的碳酸鈉，攪拌均勻后在室溫下水化24小時，得到質量體積濃度2％的基漿。步驟2，向步驟2所得基漿中依次加入0.3重量份BNG、0.5重量份的胺基聚醇、2重量份聚合醇、2重量份MEG、0.3重量份HT-301、2重量份HMP-21、0.8重量份BST-Ⅱ、1重量份YG-16以及2重量份FT-401，攪拌均勻后即得本實施例的鉆井液。本實施例所得鉆井液的組成為(以質量體積濃度計)：鈉基膨潤土，2％；碳酸鈉，0.12％；BNG，0.3％；胺基聚醇，0.5％；聚合醇，2％；MEG，2％；HT-301，0.3％；HMP-21，2％；BST-Ⅱ，0.8％；YG-16，1％；FT-401，2％。實施例8本實施例提供一種添加加重劑的水基鉆井液。本實施例的水基鉆井液中按照以下步驟制備得到：步驟1，在泥漿罐中加入100重量份的淡水、2重量份的鈉基膨潤土以及0.12重量份的碳酸鈉，攪拌均勻后在室溫下水化24小時，得到質量體積濃度2％的基漿。步驟2，向步驟2所得基漿中依次加入0.3重量份BNG、0.5重量份的胺基 聚醇、2重量份聚合醇、2重量份MEG、0.3重量份HT-301、2重量份HMP-21、0.8重量份BST-Ⅱ、1重量份YG-16、2重量份FT-401以及72.5重量份的BaSO4，攪拌均勻后即得本實施例的鉆井液。本實施例所得鉆井液的組成為(以質量體積濃度計)：鈉基膨潤土，2％；碳酸鈉，0.12％；BNG，0.3％；胺基聚醇，0.5％；聚合醇，2％；MEG，2％；HT-301，0.3％；HMP-21，2％；BST-Ⅱ，0.8％；YG-16，1％；FT-401，2％；BaSO4，72.5％。實施例9本實施例對實施例7及實施例8所得鉆井液的各項性能進行測試，結果如表10所示。表10中HTHPFL為高溫高壓濾失量，是指使用高溫高壓濾失量測定儀，測量條件為：壓差3.5Mpa、測量時間為30min，實驗結果為：最終的濾失量乘以2所得。表10實施例7～8所得鉆井液的各項性能從表10的實驗數據可以看出，實施7和實施例8所得鉆井液具有良好的流變性能、較小的失水量以及良好的耐高溫性能，適用于硬脆性泥頁巖的鉆井工程。其中，實施例8所得加重鉆井液老化后，其粘度、切力與實施例7所得未加重的鉆井液相比沒有明顯變化，而高溫高壓濾失量有所降低，形成的濾餅薄而致密，表現出較好的潤滑性。另外，將老化后的加重鉆井液在室內密閉靜止48小時，觀察鉆井液對重晶石的懸浮情況。用藥匙輕輕攪動靜止后的加重鉆井液，未發現容器底部有沉降物，然后分別測量容器中上部鉆井液和下部鉆井液的密度，其上下密度差小于0.05g/cm3。實驗結果表明本發明實施例所得鉆井液經高溫后具有較好的穩定性。實施例10本實施例對實施例7所得鉆井液的抑制性能進行研究，并與現有的兩性離子聚合物鉆井液以及清水進行比較。其中，實施例7所得鉆井液記為樣品a；兩性離子聚合物鉆井液記為樣品b，該兩性離子聚合物鉆井液的具體配方為：每100毫升4％基漿+0.4gFA367(兩性離子包被劑)+0.3gHT-301(兩性離子聚合物降濾失劑)+1gBST-II+2.5gFT-2+0.5gL-23(鉀鹽)；清水記為樣品c。(1)巖心回收率實驗：取來自青海省柴達木盆地英東油田下盤英29-1井現場的易分散巖心，按GB/T29170-2012標準分別對上述a、b、c三種樣品在120℃下的巖心回收率進行測定，實驗過程為：分別向上述a、b、c三種樣品中加入40g巖心樣品，在120℃下滾動16小時后，過濾得到固體，干燥后稱重記錄回收重量并計算回收率。實驗結果見表11和圖1。表11巖心回收率實驗測試結果鉆井液編號巖屑重量，g回收重量，g回收率，％實驗條件a4033.4583.63120℃/16hb4014.8437.10120℃/16hc402.065.15120℃/16h從表11和圖1的實驗數據可以看出，本發明實施例的鉆井液不僅具有抗120℃高溫的性能，同時，還具有較好的抑制分散性。其抑制分散效果好于常用的兩性離子鉆井液，使在清水中極易分散的巖心回收率提高到83％。(2)膨脹實驗：分別將采用一級鈉基膨潤土在4MPa壓力下壓制而成的巖心浸泡浸泡在上述a、b、c三種樣品中，其中，a、b采用經120℃滾動16小時老化后壓出的濾液。用NP-01型常溫常壓膨脹儀測量浸泡在上述液體中的巖心的膨脹高度，并進行對比。測試結果見表12和圖2。表12巖心在不同浸泡液中的膨脹高度從表12和圖2的實驗數據可以看出，本發明實施例的鉆井液高溫老化后的濾液對鈉基膨潤土具有很強的抑制膨脹作用，巖心在浸泡過程中的膨脹高度變化較小。能有效地阻止地層中的粘土層遇水發生膨脹而導致鉆井事故的發生。實施例11在實際的鉆井過程中，地層中的粘土會進入鉆井液中，從而對鉆井液的性能造成影響，因此，本實施例對實施例7所得鉆井液的耐土粉污染性能進行測試。表13中1～3所代表的配方分別為：1、實施例7所得鉆井液；2、每100ml實施例7所得鉆井液+2g鈉基膨潤土；3、每100ml實施例7所得鉆井液+5g鈉基膨潤土。對上述編號1～3的配方的各項性能進行測試，結果見表13。表13土粉污染實驗從表13的數據可以看出，本發明實施例提供的鉆井液在常溫條件下加入2-5％的鈉基膨潤土后，其粘度切力稍有增加，失水有所降低。經高溫老化(120℃/16h)后，被鈉基膨潤土污染的鉆井液的粘度、切力稍有增大，但整體流變性仍處于較好的狀態，API濾失量和HTHP濾失量都有所降低。可見，本發明實施例的鉆井液具有良好的耐土粉污染性能。從上述實施例9～11對本發明實施例所得鉆井液的性能測試結果可以看出，本發明實施例的鉆井液具有良好的抗高溫性能，能夠抗5％鈉基膨潤土，潤滑系數可達0.08以下，具有良好的仿油基性能，能夠滿足油田現場施工的工程需要。其綜合性能與油基鉆井液相媲美，并且克服了油基鉆井液污染環境、影響油氣 層顯示、成本高的缺點。本發明實施例的鉆井液尤其適用于深井鉆進，完全能夠替代高溫深井中使用的油基鉆井液，降低鉆井成本，保護環境。實施例12本實施例對本發明的鉆井液在青海省柴達木盆地英東油田下盤英29-1井的現場應用情況進行研究。英29-1井基本情況如下：英29-1井位于青海省柴達木盆地西部坳陷亞區獅子溝-油砂山-大烏斯二級構造帶上的三級構造。該區塊鉆井時分別發生不同程度的井塌，井塌不僅導致鉆井周期長，鉆井成本高，嚴重甚至導致井眼報廢，造成重大經濟損失。鉆井過程中井塌問題成為英東油田下盤鉆井安全施工及提升鉆井速度的一個制約因素。英29-1井井深結構如表14所示。表14英29-1井井深結構表現場應用情況如下：自井深1225米開始轉換為本發明實施例提供的鉆井液。轉換方法為：目前英29-1井中的鉆井液中已含有大分子包被劑BNG、降濾失劑HT-301和HMP-21、封堵劑BST-II、潤滑劑YG-16以及瀝青類防塌劑FT-401等，因此我們在英29-1井中已有鉆井液的基礎上，徹底清除固相，鉆井液保持較好的流變性能和低濾失量。按照配漿計量和井段，一次性加入2％胺基聚醇和0.5％MEG，維護處理及加料順序先加胺基聚醇WX，再加大分子包被劑BNG，在加入胺基聚醇前應調整基漿使其性能穩定，這樣能夠保證加入胺基聚醇后不會引起鉆井液性能大起大落。加入胺基聚醇WX后現場泥漿性能穩定，主要表現在以下幾方面：(1)，巖屑均勻、棱角分明；(2)，密度穩定，處理劑消耗小；(3)，穩定井壁效果好，胺基聚醇鉆井液體系物理防塌和化學防塌相結合，提高和改善泥餅質量，減少鉆井液濾液進入地層，起到了防塌和井壁穩定的效果，減少井下復雜情況發生；(4)，儲層保護性能優良，平均滲透率恢復值達到了85％以上，表明該體系具有良好的保護儲層特性，有利于油氣層的發現；(5)，由于本發明實施例的鉆井液具有優良的抑制性，因此現場巖屑棱角分明，井徑擴大率低，井眼規則。英29-1井井徑擴大率僅為2.47％，低于聚合物鉆井液體系及聚磺-MEG鉆井液體系的7.5％井徑擴大率；(6)，使用本發明實施例的鉆井液，短程起下鉆行程加長，在英29-1井施工中，由此前規定的200m或每天短起下一次，延長400m或每二天短起下一次，且起下鉆較為通暢，減少了勞動時間。以上所述僅是為了便于本領域的技術人員理解本發明的技術方案，并不用以限制本發明。凡在本發明的精神和原則之內，所作的任何修改、等同替換、改進等，均應包含在本發明的保護范圍之內。當前第1頁1 2 3