本发明涉及石油钻井工程所用钻井液技术领域，具体涉及一种高粘弹水基钻井液及其制备方法。
背景技术：
委内瑞拉西部BARUA区块产层泥砂岩互层多，砂岩胶结不充分地层松散、易塌易漏、地温梯度高。在该区块所施工的井经常因钻井液性能不达标，导致井下事故复杂率较高。BARUA区块油藏物性较差，加上钻井液封堵能力不够，该区块生产井普遍存在原油产收率低，产量衰减较快等问题，委内瑞拉国家石油公司PDVSA迫切希望使用的钻井液既有较强的封堵能力，又不伤害储层，从而进一步获得提高原油采收率，充分利用地层油气资源，降低原油开发成本。委内瑞拉西部由于长期大量开发油气资源，石化产业对委内瑞拉的自然环境已造成了重大的伤害。目前委内瑞拉国家对自然环境保护非常严格，尤其是油气开发过程中。在石油钻井过程中，委内瑞拉国家石油公司要求使用的钻井液必须采用对自然环境友好、无毒无害易降解的环保钻井液。为解决以上问题，亟需开发了一种性能优异的环境友好型钻井液体系。
技术实现要素：
本发明的目的是提供一种高粘弹水基钻井液体系，该体系处理剂种类少，且无毒环保，具有高粘高切特性。
本发明通过如下技术方案实现：
一种高粘弹水基钻井液体系，包含下列重量份的物质：
淡水100份；
氯化钾5-8份；
羧甲基淀粉1-2份；
黄原胶1-2份；
羟乙基纤维素1-1.5份；
碱度调节剂0.5-1份；
缓蚀剂0.1-0.5份；
杀菌剂0.1-0.2份；
除氧剂0.5-1份；
细目钙30-50份。
羧甲基淀粉、黄原胶、羟乙基纤维素通过采用特定比例从而形成高粘弹特性，羧甲基淀粉：黄原胶：羟乙基纤维素的质量比最佳为1-2:1-2:1.5-1，最佳比例为1.5:1.5:1，超出上述比例，则钻井液不具备该种特性，即在低剪切速率下具有很高粘度和切力，并且随时间变化粘切变化不大。
所述碱度调节剂是烧碱或氢氧化钾，所述缓蚀剂是膦酸(盐)、膦羧酸、聚磷酸盐、聚乙烯类、琉基苯并噻唑中的一种或几种的混合物。所述杀菌剂是甲醛、聚甲醛、戊二醛中的一种或几种的混合物。所述除氧剂是亚硫酸钠、亚硫酸胺、二氧化硫中的一种或几种的混合物。
本发明的另一个目的是提供所述高粘弹水基钻井液的制备方法，包括如下步骤：
向淡水中依次加入氯化钾、羧甲基淀粉、黄原胶、羟乙基纤维素、烧碱、缓蚀剂、杀菌剂和除氧剂，每种处理剂按照间隔至少10min加入，全部加完搅拌至少30min,最后分别加入细目钙调节钻井液密度，即得高粘弹水基钻井液。
本发明的有益效果是本发明利用高粘弹水基钻井液体系高粘高切特点配合白云质碳酸钙有效封堵产层孔喉来稳定井壁和降低表皮污染，利用低剪切速率实现井底净化和钻屑返出，调节羧甲基淀粉、黄原胶和羟乙基纤维素的质量比，在淡水中搅拌混合，形成一种高粘高切的液体，低剪切速率下具有很高粘度和切力，并且随时间变化粘切变化不大。在高剪切速率下保持较低的粘度和切力，有利于悬浮岩屑、提高钻井机械钻速和保护井壁稳定。本发明与其他水基钻井液体系具相比，具有抗高温能力强、高粘高切、强封堵、对油气层伤害小、抗腐蚀性强、主剂材料易降解低污染等显著优点，适用于低密度、低渗、地层成岩性差的地层进行钻井作业，尤其是适合上述地层特点的油气目的层钻进。
具体实施方式
实施例1：
一种高粘弹水基钻井液，采用如下方法制得：
向100份淡水中依次加入氯化钾5份、羧甲基淀粉1.5份、黄原胶1.5份、羟乙基纤维素1份、烧碱0.7份、三聚磷酸钠0.3份、甲醛0.1份和亚硫酸钠0.7份，每种处理剂按照间隔10min加入，全部加完搅拌30min得到钻井液基浆，最后加入细目钙30份调节钻井液密度至1.11g/cm3，即得高粘弹水基钻井液。
对比例1
一种水基钻井液，采用如下方法制得：
步骤与实施例1相同，仅以阴离子聚合物降滤失剂替代羧甲基淀粉。
50℃下测定实施例1和对比例1制得钻井液的流变性能，取3次平均值。然后将钻井液在150℃下热滚16h，取出后冷却至50℃，测量流变性、高温高压失水，结果见表1。
表1流变性能评价试验
如表1所示，常温状态下实施例1、对比例1的降滤失剂对体系流变性能影响相似区别不大，而150℃高温热滚后，对比例1降滤失剂样品滤失量明显大于实施例1样品，且体系不稳定，切力值下降较多，出现分层，判定对比例1抗温性能不满足要求。实施例1的羧甲基淀粉常温和热滚后的性能接近，流变性能无明显变化，150℃高温高压滤失量5ml满足设计性能要求。
实施例2
一种高粘弹水基钻井液，采用如下方法制得：
向100份淡水中依次加入氯化钾8份、羧甲基淀粉2份、黄原胶1份、羟乙基纤维素1.5份、烧碱0.5份、羟基亚乙基二膦酸0.5份、戊二醇0.2份和亚硫酸胺1份，每种处理剂按照间隔10min加入，全部加完搅拌30min,最后分别加入细目钙40份调节钻井液密度至1.20g/cm3，即得高粘弹水基钻井液。
实施例3
一种高粘弹水基钻井液，采用如下方法制得：
向100份淡水中依次加入氯化钾5份、羧甲基淀粉1份、黄原胶1.5份、羟乙基纤维素2份、氢氧化钾1份、聚乙烯亚胺0.2份、杀菌剂0.1份和亚硫酸钠0.7份，每种处理剂按照间隔10min加入，全部加完搅拌30min,最后分别加入细目钙50份调节钻井液密度至1.30g/cm3，即得高粘弹水基钻井液。
对比例2
一种水基钻井液，采用如下方法制得：
同实施例1相同，羧甲基淀粉2份、黄原胶1.5份、羟乙基纤维素0.5份。
对比例3
一种水基钻井液，采用如下方法制得：
同实施例1相同，羧甲基淀粉0.5份、黄原胶1份、羟乙基纤维素1.5份。
在50℃温度下分别测定样品钻井液性能。然后将钻井液在150℃下热滚16h，取出后冷却至50℃，测量流变性、高温高压失水，结果见表2。
表2流变性能评价试验
如表2所示，在实施例1、实施例2、实施例3分别在权利特征范围内调整羧甲基淀粉、黄原胶和羟乙基纤维素比例不同时，钻井液的流变性能和高温高压失水量均发生了一定的变化，但是变化不是很大，仍具有高粘高切特性，在低剪切速率下依然保持较高粘度和切力，初切力保持在38以上和终切力保持在23以上。即便经过150℃热滚，初终切有所下降但也变化不大，但在对比例2中，钻井液失水增大较大且钻井液低剪切速率下的粘度急剧下降，塑性粘度和动切力均下降明显，不具备高粘弹特性。在对比例3中，钻井液动切力和切力均明显降低，完全不具有高粘高切特性，且高温高压失水急剧增大。由此可以看出，羧甲基淀粉、黄原胶和羟乙基纤维素的比例对钻井液的流变性能影响较大，只有在1-2:1-2:1-1.5的范围内时，钻井液才具有高粘弹特性。
实施例4
高粘弹钻井液封堵能力评价
同实施例1步骤，配完高粘弹钻井液基浆。根据储层孔喉直径平均值28μm，高粘弹水基钻井液体系通过复配3种粒径的白云质细目钙进行封堵性能调整。取3份基浆，分别加入：
1#：钻井液基浆+10份CaCO3(10-15μm)+20份CaCO3(20-25μm)+10份CaCO3(30-35μm)
2#：钻井液基浆+15份CaCO3(10-15μm)+15份CaCO3(20-25μm)+10份CaCO3(30-35μm)
3#：钻井液基浆+20份CaCO3(10-15μm)+10份CaCO3(20-25μm)+10份CaCO3(30-35μm)
分别检查三份钻井液样品封堵性能。结果见表3。
表3高粘弹水基钻井液体系封堵性能测试
通过表3可以看出，1#钻井液样品的封堵能力最强，样品2次之，样品3封堵能力最差。
三份样品的细目钙粒径分布：
本实施例给出的最佳比例是针对孔吼直径平均值为28μm的储层，对于其他孔吼直径的储层会有相应的最佳比例，因此，细目钙的不同粒径的比例是根据孔吼直径而得出的，本领域技术人员可根据实际应用情况和相关实验数据做相应调整。
实施例5：
高粘弹钻井液抑制性评价
定量称取Barua区块50g粒径在2.00-3.00mm的页岩样品三份，分别加入实施例1、实施例2和实施例3的高粘弹水基钻井液中150℃下分别热滚16h，然后检测回收率，钻井液的平均滚动回收率为93％以上，证明该高粘弹水基钻井液体系能有效抑制岩屑分散，具有良好的抑制性。
实施例6：
高粘弹钻井液油层保护效果评价
取露头岩心洗油后干燥并抽空饱和，测定岩心油相渗透率K0。然后用高粘弹水基钻井液测定污染后岩心油相渗透率Kd，并计算岩心渗透率恢复值K0/Kd。见表5。
表5岩心在高粘弹水基钻井液中的渗透率恢复值试验
注：试验温度为120℃，压差3.5MPa，时间60min。
表5可以看出，经过高粘弹水基钻井液处理的岩心，其渗透率恢复值大于94％，该钻井液可快速形成致密、坚韧的泥饼，可防止无用固相运移和滤液渗透对储层的伤害，可有效保护储层。