一种适用于硬脆性泥页岩的水基钻井液及其制备方法与流程

本发明涉及石油钻井工程钻井液
技术领域：
，特别涉及一种适用于硬脆性泥页岩的水基钻井液及其制备方法。
背景技术：
：硬脆性泥页岩组成中非膨胀性粘土矿物如伊利石和绿泥石含量较多，膨胀性粘土矿物蒙脱石的含量相对较低，伊蒙混层中蒙脱石的混层也比较低，层理和裂缝发育，渗透率低。硬脆性泥页岩的组成和结构特点导致其容易由于局部水化膨胀而引起泥页岩的整体肢解和坍塌。因此，硬脆性泥页岩地层非常容易发生井壁坍塌事故。特别是在钻井过程中，当钻井液进入硬脆性泥页岩中的微裂缝后，引起局部水化膨胀，使裂缝的肢解加剧，滤液侵入越深，裂缝的裂解就越严重，剥落和坍塌趋势加剧。因此，用于硬脆性泥页岩的钻井液应当具有良好的降失水性能、封堵微裂缝能力以及抑制地层中粘土遇水发生膨胀的能力，以防止井壁坍塌。目前，本领域技术人员研发出了一些具有较好防塌性能的防塌钻井液体系，例如聚合物-KCl钻井液体系、聚磺钻井液体系、两性复合离子聚合物钻井液体系等油基钻井液体系。在实现本发明的过程中，本发明人发现现有技术中至少存在以下问题：现有的具有防塌性能的钻井液抑制地层中粘土遇水发生膨胀能力较弱，而且成本高、污染环境。技术实现要素：为了解决上述的技术问题，本发明提供一种能够有效抑制地层中粘土遇水发生膨胀且成本低、安全环保的适用于硬脆性泥页岩的水基钻井液及其制备方法。具体而言，包括以下的技术方案：本发明第一方面提供一种适用于硬脆性泥页岩的水基钻井液，所述钻井液包括以下重量份数的组分：水，100份；钠基膨润土，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；大分子包被剂，0.2～0.3份；降滤失剂，2.3～2.5份；封堵剂，0.8～1份；润滑剂，1～2份；沥青类防塌剂，1.5～2.5份。优选地，所述钻井液包括以下重量份数的组分：水，100份；钠基膨润土，2份；胺基聚醇，0.5份；聚合醇，2份；甲基葡萄糖苷，2份；大分子包被剂，0.3份；降滤失剂，2.3份；封堵剂，0.8份；润滑剂，1份；沥青类防塌剂，2份。优选地，所述大分子包被剂为BNG型聚合物大分子包被剂。优选地，所述降滤失剂选自HMP-21型双聚铵盐降滤失剂及HT-301型两性离子降滤失剂中的至少一种。优选地，所述降滤失剂为HMP-21型双聚铵盐降滤失剂和HT-301型两性离子降滤失剂，所述HMP-21型双聚铵盐降滤失剂在所述钻井液中的重量份数为1.8～2.2份，所述HT-301型两性离子降滤失剂在所述钻井液中的重量份数为0.3～0.5份。优选地，所述润滑剂为液体润滑剂或者固体润滑剂。优选地，所述液体润滑剂为YG-16型液体润滑剂，所述固体润滑剂为石墨。优选地，所述封堵剂为BST-II型油气层无侵入保护剂。优选地，所述沥青类防塌剂为FT-401型防塌剂。本发明第二方面提供一种本发明第一方面的适用于硬脆性泥页岩的水基钻井液的制备方法，所述制备方法包括以下步骤：步骤1，在容器中加入100重量份的水以及2～3重量份的钠基膨润土，搅拌均匀后在室温下进行水化，得到基浆；步骤2，向步骤1所得基浆中加入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剂、2.3～2.5重量份的降滤失剂、0.8～1重量份的封堵剂、1～2重量份的润滑剂以及1.5～2.5重量份的沥青类防塌剂，搅拌均匀后即得所述适用于硬脆性泥页岩的水基钻井液。本发明实施例提供的技术方案的有益效果：本发明实施例对传统防塌钻井液的组成及比例进行优化改进，提供了一种以胺基聚醇、聚合醇以及甲基葡糖糖苷为复合抑制剂，同时添加大分子包被剂、降滤失剂、封堵剂、润滑剂以及沥青类防塌剂等组分的水基钻井液。胺基聚醇分子链上的胺基能够嵌入地层微裂缝中并且能够吸附在粘土上，防止水分进入泥页岩中的微裂缝后引起局部水化膨胀，导致井壁的剥落和坍塌；聚合醇具有“浊点效应”，当井下温度超过其浊点后，聚合醇能够从水溶液中析出而聚集成乳状颗粒，以封堵地层中的微裂缝；甲基葡萄糖苷一方面能够抑制粘土的水化膨胀，另一方面还具有润滑、保护油气层的作用。上述胺基聚醇、聚合醇以及甲基葡萄糖苷和大分子包被剂、降滤失剂、封堵剂、润滑剂以及沥青类防塌剂等组分协同作用，使本发明实施例的水基钻井液具有良好的抑制防塌能力以及抗高温能力，能够抗5％的钠基膨润土、10％NaCl或5％CaCl2污染，润滑系数能够达到0.08以下，储层保护性能优良，平均渗透率恢复值能够达到85％以上，适用于硬脆性泥页岩的钻进。本发明实施例提供的水基钻井液在综合性能上能够与油基钻井液相媲美，但是克服了油基钻井液污染环境、影响油气层显示、成本高的缺点。采用本发明实施例的水基钻井液能够在有效防止井壁坍塌的同时，降低成本，保护环境。附图说明为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍。图1为实施例10中不同钻井液的岩心回收率对比图；图2为实施例10不同钻井液中岩心的膨胀高度随浸泡时间变化的曲线。具体实施方式为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。本发明第一方面提供一种适用于硬脆性泥页岩的水基钻井液，所述钻井液包括以下重量份数的组分：水，100份；钠基膨润土，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；大分子包被剂，0.2～0.3份；降滤 失剂，2.3～2.5份；封堵剂，0.8～1份；润滑剂，1～2份；沥青类防塌剂，1.5～2.5份。本发明实施例对传统防塌钻井液的组成及比例进行优化改进，提供了一种以胺基聚醇、聚合醇以及甲基葡糖糖苷为复合抑制剂，同时添加大分子包被剂、降滤失剂、封堵剂、润滑剂以及沥青类防塌剂等组分的水基钻井液。其中：胺基聚醇是聚醇分子链中引入胺基官能团的一类聚合物，其分子链上的胺基能够嵌入地层微裂缝中并且能够吸附在粘土上，并且能够使粘土紧密结合在一起，防止水分进入泥页岩中的微裂缝后引起局部水化膨胀，导致井壁的剥落和坍塌；聚合醇是一种表面活性剂，其分子链的侧链上含有大量羟基；聚合醇具有“浊点效应”，即聚合醇在浊点温度以下能够完全溶于水中，当温度超过浊点后，聚合醇从溶液中析出聚集成乳状颗粒，封堵硬脆性泥页岩地层中的微裂缝；不同分子链长度的聚合醇的浊点不同，可以根据实际工况选择适合的聚合醇，使井下温度达到聚合醇的浊点温度以上，充分发挥聚合醇的“浊点效应”，提高所得钻井液抑制性能；同时，当温度达到浊点温度以上时，聚合醇还具有一定的润滑作用；甲基葡萄糖苷(MEG)同样能够抑制粘土水化膨胀，还具有减少钻井液失水、润滑以及保护油气层的作用。上述的胺基聚醇、聚合醇以及甲基葡萄糖苷和大分子包被剂、降滤失剂、封堵剂、润滑剂以及沥青类防塌剂等组分协同作用，使本发明实施例的水基钻井液具有良好的抑制防塌能力以及抗高温能力，能够抗5％的钠基膨润土、10％NaCl或5％CaCl2污染，润滑系数能够达到0.08以下，储层保护性能优良，平均渗透率恢复值能够达到85％以上，适用于硬脆性泥页岩的钻进。本发明实施例的水基钻井液中，各组分的含量都比较低，因此，本发明实施例的水基钻井液成本低、对环境无污染。综上，本发明实施例提供的水基钻井液在综合性能上能够与油基钻井液相媲美，但是克服了油基钻井液污染环境、影响油气层显示、成本高的缺点。在上述的钻井液中，各组分的重量分数优选：水，100份；钠基膨润土，2份；胺基聚醇，0.5份；聚合醇，2份；甲基葡萄糖苷，2份；大分子包被剂，0.3份；降滤失剂，2.3份；封堵剂，0.8份；润滑剂，1份；沥青类防塌剂，2 份。上述钻井液的其余组分如大分子包被剂、降滤失剂、封堵剂、润滑剂以及沥青类防塌剂等的具体型号没有严格的限制，本领域技术人员可以根据实际的工况条件选择。但是，所选择的各分组应当与胺基聚醇、聚合醇以及甲基葡萄糖苷具有良好的配伍性，从而使钻井液各组分之间能够协同作用，提高钻井液的抑制防塌性能。其中，大分子包被剂优选BNG型聚合物大分子包被剂；降滤失剂优选HMP-21型双聚铵盐降滤失剂或者HT-301型两性离子降滤失剂中或者它们的组合。更优选HMP-21型双聚铵盐降滤失剂和HT-301型两性离子降滤失剂的组合，其中，HMP-21型双聚铵盐降滤失剂在所述钻井液中的重量份数为1.8～2.2份，HT-301型两性离子降滤失剂在所述钻井液中的重量份数为0.3～0.5份；润滑剂可以是液体润滑剂也可以是固体润滑剂。液体润滑剂优选YG-16型液体润滑剂，固体润滑剂优选石墨；封堵剂优选BST-II型油气层无侵入保护剂；沥青类防塌剂优选FT-401型防塌剂。在上述的钻井液中，为了提高所得钻井液的密度，可以在钻井液中加入加重材料，例如重晶石粉、铁矿粉、石灰石等。实验数据表明，加入加重材料后，本发明实施例的钻井液的抑制防塌性能、抗高温性能、润滑性能等性能没有受到影响。本发明第二方面提供一种本发明第一方面的适用于硬脆性泥页岩的水基钻井液的制备方法，所述制备方法包括以下步骤：步骤1，在容器中加入100重量份的水以及2～3重量份的钠基膨润土，搅拌均匀后在室温下进行水化，得到基浆；步骤2，向步骤1所得基浆中加入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剂、2.3～2.5重量份的降滤失剂、0.8～1重量份的封堵剂、1～2重量份的润滑剂以及1.5～2.5重量份的沥青类防塌剂，搅拌均匀后即得所述适用于硬脆性泥页岩的水基钻井液。在上述的制备方法中，步骤1中，可以在加入钠基膨润土的同时，加入 0.1～0.15重量份的碳酸钠或者其他碱性物质，来提高钠基膨润土的水化效果，提高所得基浆的性能。水化时间包括但不限于24小时。以下实施例中所用主要化学试剂的型号、生产厂家如下：胺基聚醇，型号：WX，厂家：北京奥凯立科技发展有限公司；聚合醇，型号：JHC，厂家：北京奥凯立科技发展有限公司；甲基葡萄糖苷，型号：MEG，厂家：北京奥凯立科技发展有限公司；钠基膨润土，厂家：新疆夏子街；HMP-21型双聚铵盐降滤失剂，厂家：北京奥凯立科技发展有限公司；HT-301型两性离子降滤失剂，厂家：河南省辉县航天化工一厂；BNG型聚合物大分子包被剂，厂家：乌鲁木齐鑫海华油田开发技术有限公司；BST-II型油气层无侵入保护剂，厂家：北京奥凯立科技发展有限公司；FT-401型防塌剂，厂家：河南金马石油科技有限责任公司；YG-16型液体润滑剂，厂家：惠州市奇盛塑料助剂制品有限公司。以下实施例中，为了方便叙述，钻井液中各组分的含量用质量体积浓度来表示。例如，2％基浆表示在100ml水中加入2g钠基膨润土，0.5％胺基聚醇表示在100ml钻井液(即水为100ml)中含有0.5g的胺基聚醇，0.3％BNG型聚合物大分子包被剂表示在100ml钻井液(即水为100ml)中含有0.3g的BNG型聚合物大分子包被剂。以下实施例1～6通过对钻井液中各组分浓度不同时所得钻井液的性能进行研究，得到钻井液中各组分的最佳配比。实施例1：本实施例对不同浓度的基浆性能进行研究。本实施例中所用基浆的制备方法为：每100ml水中分别加入1g钠基膨润土、2g钠基膨润土及3g钠基膨润土，在室温下经24小时水化得到浓度为1％、2％以及3％的基浆。按照标准GB/T29170-2012对不同浓度的基浆的流变性能(即 在外力作用下，基浆发生流动和变形的性能)及失水量进行测定。其中，失水量测试结果如表1所示。表1不同浓度基浆的性能表1中，表观粘度(AV)以及塑性粘度(PV)用来表征基浆的流变性能。综合考虑降低固相含量以及流变性和失水量这两项指标，浓度为2％的基浆性能最佳。实施例2本实施例对大分子包被剂浓度不同时所得钻井液的性能进行研究。本实施例中单独采用BNG型聚合物大分子包被剂(以下简称BNG)，向每100ml2％基浆中分别加入0.2g、0.3g以及0.4gBNG，得到BNG的质量体积浓度分别为0.2％、0.3％以及0.4％的钻井液。表2中的序号所代表的钻井液配方如下：1、2％基浆；2、每100毫升2％基浆+0.2gBNG；3、每100毫升2％基浆+0.3gBNG；4、每100毫升2％基浆+0.4gBNG。分别测量上述1～4配方中的钻井液在磙子加热炉中120℃条件下，经过16小时的滚动前后的表观粘度(AV)、塑性粘度(PV)、动切力(YP)、钻井液静切力(G"/G')以及失水量(APIFL)、测试结果见表2。表2中“120℃/16h”表示钻井液在磙子加热炉中120℃条件下，经过16小时的滚动后测得的结果。表2不同BNG添加量对钻井液性能的影响表2中“120℃/16h”表示钻井液在磙子加热炉中120℃条件下，经过16小时的滚动后测得的结果。从表2的实验数据可以看出，BNG的添加量达到0.3％时，所得钻井液的流变性和失水量趋于稳定，因此，BNG的最佳添加量为0.3％。实施例3本实施例对钻井液中复合抑制剂中胺基聚醇、聚合醇以及甲基葡萄糖苷(以下简称MEG)的配比进行研究。(1)抑制剂单独采用胺基聚醇。表3中的序号所代表的钻井液配方如下：1、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.3g胺基聚醇；2、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇；3、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.8g胺基聚醇。分别测量上述1～3配方中的钻井液在磙子加热炉中120℃条件下，经过16小时的滚动前后的表观粘度(AV)、塑性粘度(PV)、动切力(YP)、钻井液静 切力(G"/G')以及失水量(APIFL)、测试结果见表3。表3中“120℃/16h”表示钻井液在磙子加热炉中120℃条件下，经过16小时的滚动后测得的结果。表3不同胺基聚醇添加量对钻井液性能的影响从表3的实验数据看出，随着胺基聚醇浓度的增加，所得钻井液体系的粘切增加，当每100ml2％钻井液中胺基聚醇添加量达到0.5g以上(即质量体积浓度超过0.5％)时，所得钻井液体系粘度增加幅度比较大，但是失水量增幅也较大。综合考虑，每100ml钻井液中胺基聚醇的最佳添加量为0.5g(即胺基聚醇的最佳质量体积浓度为0.5％)。(2)抑制剂以胺基聚醇为主剂，聚合醇作为辅剂。表4中的序号所代表的钻井液配方如下：1、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇；2、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+3g聚合醇；3、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+4g聚合醇。分别测量上述1～3配方中的钻井液在磙子加热炉中120℃条件下，经过16小时的滚动前后的表观粘度(AV)、塑性粘度(PV)、动切力(YP)、钻井液静切力(G"/G')以及失水量(APIFL)、测试结果见表4。表4中“120℃/16h”表示钻井液在磙子加热炉中120℃条件下，经过16小时的滚动后测得的结果。表4不同聚合醇添加量对钻井液性能的影响从表4的实验数据可以看出，随着聚合醇加量的增加，体系的粘切增加，失水增加幅度也比较大，同时从成本方面考虑，每100ml钻井液中聚合醇的最佳添加量为2g(即聚合醇的最佳质量体积浓度为2％)。(3)抑制剂以胺基聚醇为主剂，聚合醇和MEG作为辅剂。表5中的序号所代表的钻井液配方如下：1、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+1gMEG；2、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG；3、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+3gMEG。分别测量上述1～3配方中的钻井液在磙子加热炉中120℃条件下，经过16小时的滚动前后的表观粘度(AV)、塑性粘度(PV)、动切力(YP)、钻井液静切力(G"/G')以及失水量(APIFL)、测试结果见表5。表5中“120℃/16h”表示钻井液在磙子加热炉中120℃条件下，经过16小时的滚动后测得的结果。表5不同MEG添加量对钻井液性能的影响从表5的实验数据可以看出，随着MEG添加量的增加，所得钻井液体系的失水量有一定的减少；当每100ml钻井液中MEG的添加量为2g时，失水为32.2ml，继续增加MEG的添加量，失水降幅较少，同时从成本方面考虑，每100ml钻井液中MEG的最佳添加量为2g(即MEG的最佳质量体积浓度为2％)。而且通过表3～5的数据可以看出，采用胺基聚醇+聚合醇+MEG复合抑制剂的钻井液体系综合性能较好。实施例4本实施例对钻井液中降滤失剂的组成及配比进行研究。(1)降滤失剂单独采用HT-301型两性离子聚合物降滤失剂(以下简称HT-301)。表6中的序号所代表钻井液的配方如下：1、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG+0.2gHT-301；2、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG+0.3gHT-301；3、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG+0.5gHT-301。分别测量上述1～3配方中的钻井液在磙子加热炉中120℃条件下，经过16小时的滚动前后的表观粘度(AV)、塑性粘度(PV)、动切力(YP)、钻井液静切力(G"/G')以及失水量(APIFL)、测试结果见表6。表6中“120℃/16h”表示钻井液在磙子加热炉中120℃条件下，经过16小时的滚动后测得的结果。表6不同HT-301添加量对钻井液性能的影响从表6的实验数据可以看出，每100ml钻井液中HT-301型两性离子聚合物降滤失剂的最佳添加量为0.3g(即HT-301型两性离子聚合物降滤失剂的最佳质量体积浓度为0.3％)。(2)降滤失剂以HT-301为主剂、以HMP-21型双聚铵盐降滤失剂(以下简称HMP-21)为辅剂。表7中的序号所代表钻井液的配方如下：1、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG+0.3gHT-301+1gHMP-21；2、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2g聚合醇+2gMEG+0.3gHT-301+2gHMP-21；3、每100毫升2％基浆+0.3gBNG+0.5g胺基聚醇+2％聚合醇+2％MEG+0.3gHT-301+3gHMP-21。分别测量上述1～3配方中的钻井液在磙子加热炉中120℃条件下，经过16小时的滚动前后的表观粘度(AV)、塑性粘度(PV)、动切力(YP)、钻井液静切力(G"/G')以及失水量(APIFL)、测试结果见表7。表7中“120℃/16h”表示钻井液在磙子加热炉中120℃条件下，经过16小时的滚动后测得的结果。表7不同HMP-21添加量对钻井液性能的影响从表7的实验数据可以看出，每100ml钻井液中HMP-21型双聚铵盐降滤失剂添加量为2g时，流变性和失水量趋于稳定，因此每100ml钻井液中HMP-21的最佳添加量为2g(即HMP-21的最佳质量体积浓度为2％)。通过表6和表7的数据对比可以看出，为了提高钻井液的降滤失能力，应当采用以HT-301型两性离子聚合物降滤失剂为主剂，HMP-21型双聚铵盐降滤失剂作为辅剂的复合降滤失剂。实施例5本实施例对钻井液中润滑剂的种类及添加量进行研究。向每100毫升2％基浆中分别加入1gYG-16型液体润滑剂和1g石墨，得到如表8中所记载的配方的钻井液，按照SY/T6094-1994标准测定润滑系数及泥饼粘滞系数，测试结果见表8。表8不同润滑剂对钻井液性能的影响配方润滑系数泥饼粘滞系数每100毫升2％基浆+1gYG-160.0660.0913每100毫升2％基浆+1g石墨0.1230.134从表8的实验数据可以看出，在添加量相同的情况下，采用YG-16型液体润滑剂所得钻井液的润滑系数和泥饼粘滞系数都远远小于采用石墨润滑剂所得钻井液，因此YG-16型液体润滑剂的润滑性能要远远好于固体石墨，最终润滑剂选用YG-16型液体润滑剂。实施例6本实施例对封堵剂浓度不同时所得钻井液的性能进行研究。本实施例中采用的封堵剂为BST-II型油气层无侵入保护剂(以下简称BST-II)。表9中的序号所代表的钻井液配方如下：1、每100毫升2％基浆+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％基浆+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％基浆+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标准分别测量上述1～3配方中的钻井液的砂床滤失量和砂床侵入深度，所得结果见表9。表9不同BST-II添加量对钻井液性能的影响序号砂床滤失量/mL砂床侵入深度/cm16.8/206.5305从表9的实验数据可以看出，当每100ml钻井液中BST-II的添加量达到0.8g时砂床滤失量为0；继续增加BST-II的添加量，砂床侵入深度没有明显的变化，同时考虑成本，每100ml钻井液中BST-II的最佳添加量为0.8g(即BST-II的最佳质量体积浓度为0.8％)。根据实施例1～6的实验结果，实施例7～8提供本发明的适用于硬脆性泥页岩的水基钻井液，实施例9～11对所得钻井液的性能进行测试。实施例7本实施例提供一种不添加加重剂的水基钻井液。本实施例的水基钻井液中按照以下步骤制备得到：步骤1，在泥浆罐中加入100重量份的淡水、2重量份的钠基膨润土以及0.12重量份的碳酸钠，搅拌均匀后在室温下水化24小时，得到质量体积浓度2％的基浆。步骤2，向步骤2所得基浆中依次加入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，搅拌均匀后即得本实施例的钻井液。本实施例所得钻井液的组成为(以质量体积浓度计)：钠基膨润土，2％；碳酸钠，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％。实施例8本实施例提供一种添加加重剂的水基钻井液。本实施例的水基钻井液中按照以下步骤制备得到：步骤1，在泥浆罐中加入100重量份的淡水、2重量份的钠基膨润土以及0.12重量份的碳酸钠，搅拌均匀后在室温下水化24小时，得到质量体积浓度2％的基浆。步骤2，向步骤2所得基浆中依次加入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，搅拌均匀后即得本实施例的钻井液。本实施例所得钻井液的组成为(以质量体积浓度计)：钠基膨润土，2％；碳酸钠，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％。实施例9本实施例对实施例7及实施例8所得钻井液的各项性能进行测试，结果如表10所示。表10中HTHPFL为高温高压滤失量，是指使用高温高压滤失量测定仪，测量条件为：压差3.5Mpa、测量时间为30min，实验结果为：最终的滤失量乘以2所得。表10实施例7～8所得钻井液的各项性能从表10的实验数据可以看出，实施7和实施例8所得钻井液具有良好的流变性能、较小的失水量以及良好的耐高温性能，适用于硬脆性泥页岩的钻井工程。其中，实施例8所得加重钻井液老化后，其粘度、切力与实施例7所得未加重的钻井液相比没有明显变化，而高温高压滤失量有所降低，形成的滤饼薄而致密，表现出较好的润滑性。另外，将老化后的加重钻井液在室内密闭静止48小时，观察钻井液对重晶石的悬浮情况。用药匙轻轻搅动静止后的加重钻井液，未发现容器底部有沉降物，然后分别测量容器中上部钻井液和下部钻井液的密度，其上下密度差小于0.05g/cm3。实验结果表明本发明实施例所得钻井液经高温后具有较好的稳定性。实施例10本实施例对实施例7所得钻井液的抑制性能进行研究，并与现有的两性离子聚合物钻井液以及清水进行比较。其中，实施例7所得钻井液记为样品a；两性离子聚合物钻井液记为样品b，该两性离子聚合物钻井液的具体配方为：每100毫升4％基浆+0.4gFA367(两性离子包被剂)+0.3gHT-301(两性离子聚合物降滤失剂)+1gBST-II+2.5gFT-2+0.5gL-23(钾盐)；清水记为样品c。(1)岩心回收率实验：取来自青海省柴达木盆地英东油田下盘英29-1井现场的易分散岩心，按GB/T29170-2012标准分别对上述a、b、c三种样品在120℃下的岩心回收率进行测定，实验过程为：分别向上述a、b、c三种样品中加入40g岩心样品，在120℃下滚动16小时后，过滤得到固体，干燥后称重记录回收重量并计算回收率。实验结果见表11和图1。表11岩心回收率实验测试结果钻井液编号岩屑重量，g回收重量，g回收率，％实验条件a4033.4583.63120℃/16hb4014.8437.10120℃/16hc402.065.15120℃/16h从表11和图1的实验数据可以看出，本发明实施例的钻井液不仅具有抗120℃高温的性能，同时，还具有较好的抑制分散性。其抑制分散效果好于常用的两性离子钻井液，使在清水中极易分散的岩心回收率提高到83％。(2)膨胀实验：分别将采用一级钠基膨润土在4MPa压力下压制而成的岩心浸泡浸泡在上述a、b、c三种样品中，其中，a、b采用经120℃滚动16小时老化后压出的滤液。用NP-01型常温常压膨胀仪测量浸泡在上述液体中的岩心的膨胀高度，并进行对比。测试结果见表12和图2。表12岩心在不同浸泡液中的膨胀高度从表12和图2的实验数据可以看出，本发明实施例的钻井液高温老化后的滤液对钠基膨润土具有很强的抑制膨胀作用，岩心在浸泡过程中的膨胀高度变化较小。能有效地阻止地层中的粘土层遇水发生膨胀而导致钻井事故的发生。实施例11在实际的钻井过程中，地层中的粘土会进入钻井液中，从而对钻井液的性能造成影响，因此，本实施例对实施例7所得钻井液的耐土粉污染性能进行测试。表13中1～3所代表的配方分别为：1、实施例7所得钻井液；2、每100ml实施例7所得钻井液+2g钠基膨润土；3、每100ml实施例7所得钻井液+5g钠基膨润土。对上述编号1～3的配方的各项性能进行测试，结果见表13。表13土粉污染实验从表13的数据可以看出，本发明实施例提供的钻井液在常温条件下加入2-5％的钠基膨润土后，其粘度切力稍有增加，失水有所降低。经高温老化(120℃/16h)后，被钠基膨润土污染的钻井液的粘度、切力稍有增大，但整体流变性仍处于较好的状态，API滤失量和HTHP滤失量都有所降低。可见，本发明实施例的钻井液具有良好的耐土粉污染性能。从上述实施例9～11对本发明实施例所得钻井液的性能测试结果可以看出，本发明实施例的钻井液具有良好的抗高温性能，能够抗5％钠基膨润土，润滑系数可达0.08以下，具有良好的仿油基性能，能够满足油田现场施工的工程需要。其综合性能与油基钻井液相媲美，并且克服了油基钻井液污染环境、影响油气 层显示、成本高的缺点。本发明实施例的钻井液尤其适用于深井钻进，完全能够替代高温深井中使用的油基钻井液，降低钻井成本，保护环境。实施例12本实施例对本发明的钻井液在青海省柴达木盆地英东油田下盘英29-1井的现场应用情况进行研究。英29-1井基本情况如下：英29-1井位于青海省柴达木盆地西部坳陷亚区狮子沟-油砂山-大乌斯二级构造带上的三级构造。该区块钻井时分别发生不同程度的井塌，井塌不仅导致钻井周期长，钻井成本高，严重甚至导致井眼报废，造成重大经济损失。钻井过程中井塌问题成为英东油田下盘钻井安全施工及提升钻井速度的一个制约因素。英29-1井井深结构如表14所示。表14英29-1井井深结构表现场应用情况如下：自井深1225米开始转换为本发明实施例提供的钻井液。转换方法为：目前英29-1井中的钻井液中已含有大分子包被剂BNG、降滤失剂HT-301和HMP-21、封堵剂BST-II、润滑剂YG-16以及沥青类防塌剂FT-401等，因此我们在英29-1井中已有钻井液的基础上，彻底清除固相，钻井液保持较好的流变性能和低滤失量。按照配浆计量和井段，一次性加入2％胺基聚醇和0.5％MEG，维护处理及加料顺序先加胺基聚醇WX，再加大分子包被剂BNG，在加入胺基聚醇前应调整基浆使其性能稳定，这样能够保证加入胺基聚醇后不会引起钻井液性能大起大落。加入胺基聚醇WX后现场泥浆性能稳定，主要表现在以下几方面：(1)，岩屑均匀、棱角分明；(2)，密度稳定，处理剂消耗小；(3)，稳定井壁效果好，胺基聚醇钻井液体系物理防塌和化学防塌相结合，提高和改善泥饼质量，减少钻井液滤液进入地层，起到了防塌和井壁稳定的效果，减少井下复杂情况发生；(4)，储层保护性能优良，平均渗透率恢复值达到了85％以上，表明该体系具有良好的保护储层特性，有利于油气层的发现；(5)，由于本发明实施例的钻井液具有优良的抑制性，因此现场岩屑棱角分明，井径扩大率低，井眼规则。英29-1井井径扩大率仅为2.47％，低于聚合物钻井液体系及聚磺-MEG钻井液体系的7.5％井径扩大率；(6)，使用本发明实施例的钻井液，短程起下钻行程加长，在英29-1井施工中，由此前规定的200m或每天短起下一次，延长400m或每二天短起下一次，且起下钻较为通畅，减少了劳动时间。以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。当前第1页1 2 3