本发明涉及页岩气开发钻井液技术，具体地涉及一种双膜承压水基钻井液。
背景技术：
我国页岩气资源预测技术可采储量达10.3×1012～47.0×1012m3，具有良好的勘探开发前景，一旦成功地规模化勘探开发，能够有效地缓解我国油气供需矛盾，因此页岩气勘探和开发已经成为“十二五”国家重大战略。国内主要通过使用强制性水基钻井液体系以保持页岩地层的井壁稳定性，如中国发明专利(公开号105331338A：公开日：2016-02-17)报道了题为一种防漏型高性能水基钻井液及其制备方法的文献，该文献公开的水基钻井液包括水、高效抑制剂、钠微米封堵剂、高效润滑剂、增粘剂、降滤失剂、活度控制剂、加重剂，制备得到的水基钻井液具有强抑制性，低剪切速率粘度高，封堵性强，润滑性好，能够满足硬脆性泥岩、微裂缝发育等易井壁失稳、漏失等复杂地层以及大斜度井甚至水平井的钻井技术要求，但是对于页岩气二开大井眼井段易漏、易垮的难题，很难满足对钻井液密度、润滑性、防堵性及防塌性的要求。
技术实现要素：
为解决上述问题，本发明的一种双膜承压水基钻井液，提供了双膜承压水基钻井液解决页岩气钻井对钻井液的特殊要求，尤其是解决漏失与井壁稳定的问题，适用于页岩气井二开大井眼的钻井要求。
本发明的双膜承压水基钻井液，按质量份数计，包含以下物质：水：1000份、膨润土：10～30份、纯碱：5～10份、封堵剂：20～30份、成膜剂：30～50份、包被剂：2～5份、泥页岩抑制剂：30～50份、pH调整剂：5～10份、流型调节剂：5～20份、降滤失剂：10～40份和井壁稳定剂：20～30份；盐和重晶石可以根据需要做适当添加调节。
进一步地，所述封堵剂为随钻封堵剂、无机聚合物防塌封堵剂、粒度为500目～2000目的CaCO3混合物中的一种或两种以上混合物；所述随钻封堵剂为ZTC-1、HTK-1、YHS-1中的一种或两种以上的混合物，具体地，所述ZTC-1、HTK-1、YHS-1随钻封堵剂为改性后的淀粉、纤维素、植物胶、腐殖酸、木质素和烤胶等天然材料为骨架，添加有机高分子、弱交联聚合物和粘结固壁材料制备得到，在钻井液中可以起到增黏、降滤失、降黏、防塌和堵漏等作用。
具体地，所述无机聚合物防塌封堵剂为改性的磺化沥青。
进一步地，所述成膜剂为BT-100水基成膜封堵剂。
进一步地，所述包被剂为强包被抑制剂二元聚合物防塌剂，所述强包被抑制剂二元聚合物防塌剂包含水解的聚丙酰胺和聚丙烯酸钠钾盐的二元共聚物，水解度为30～80％，所述二元共聚物的分子量为200万～700万。
进一步地，所述泥页岩抑制剂为KCl、聚合醇中的一种或两种混合物；所述流型调节剂为黄原胶、高粘羧甲基纤维素中的一种或两种混合物。
具体地，所述聚合醇为乙二醇、聚乙二醇、聚丙二醇与环氧乙烷和环氧丙烷生成的脂肪醇聚氧乙烯醚或脂肪醇聚氧丙烯醚。
进一步地，所述降滤失剂为低粘羧甲基纤维素、羧甲基淀粉、改性的磺化沥青中的一种或两种以上的混合物。
进一步地，所述井壁稳定剂为化学井壁稳定剂HQ-1、沥青中的一种或两种混合物。
进一步地，所述pH调整剂为氢氧化钠、氢氧化钾中的一种或两种混合物；
进一步地，所述盐为氯化钠，所述重晶石的密度为4.0～4.2g/cm3。
具体地，一种双膜承压水基钻井液的制备方法，按照以下步骤进行；
步骤一：将上述质量份数的水、纯碱、碱和膨润土放于泥浆杯中搅拌，预水化25～30小时；
步骤二：向预水化的膨润土浆中依次缓慢加入降滤失剂、流行调节剂、井壁稳定剂、封堵剂、包被剂、页岩抑制剂，在500r/min的转速下充分搅拌均匀后，加入成膜剂；
步骤三：用pH调整剂调节钻井液pH值在10～12之间，再根据需要加入盐和重晶石。
有益效果：
(1)整个二开大井眼井段钻井液密度小于1.20g/cm3，井眼稳定、顺畅，动塑比大于0.15，动切力大于5Pa，塑性粘度小于30mPa·s，API中压滤失量小于5.0mL，封堵率达到90％以上；
(2)本发明的钻井液的抗污染性能较好，具有良好的抑制性能，泥页岩滚动回收率达到90％以上；具有较好的润滑性能，润滑系数小于0.10。温度适用范围广，50℃-150℃都可以应用。
(3)本发明的钻井液具有较好的防漏效果，应用井在易漏地层钻进未发生漏失等复杂情况；而邻井在同层位漏失泥浆2424.74m3，损失了大量的时间及成本。
具体实施方式
为了更好的实现本发明，下面结合具体的实施例对本发明的技术方案作进一步的说明。
实施例1
按重量份，向泥浆杯中加入1000份水、5份纯碱和10份膨润土，在500r/min下，预水化25小时，向预水化后的膨润土浆中依次加入依次缓慢加入10份低粘度羧甲基纤维素和羧甲基淀粉的混合物(优选的质量比，低粘度羧甲基纤维素：羧甲基淀粉＝1:10)、5份黄原胶和高粘羧甲基纤维素的混合物(优选的质量比，黄原胶：高粘羧甲基纤维素＝1:10)、20份井壁稳定剂HQ-1、20份封堵剂ZTC-1、2份水解度为30％的聚丙酰胺和聚丙烯酸钠钾盐的二元共聚物(分子量优选为200万)、30份KCl和聚合醇的混合物(优选的聚合醇为乙二醇、聚乙二醇、聚丙二醇、丙三醇与环氧乙烷生成的脂肪醇聚氧乙烯醚，且质量比，KCl：聚合醇＝1:1)，在500r/min的转速下充分搅拌均匀后，加入30份BT-100水基成膜封堵剂；最后加入pH调整剂氢氧化钠5份调节钻井液pH值为10。
使上述体系充分搅拌均匀，然后再加入50％的重晶石(密度为4.2g/cm3)；搅拌均匀就得到了密度为1.10g/cm3的双膜承压水基钻井液。
本实施例所配制的双膜承压水基钻井液性能如表1所示，各参数均是在50℃下测定的，其中，滚前状态是配制完成后测定性能，滚后状态是将所配制的钻井液在100℃下热滚16h，然后冷却到室温测定性能；
PV：钻井液的塑性粘度，mPa·s；
YP：钻井液的动切力，Pa；
YP/PV：钻井液的动塑比；
FL：钻井液在常温度下的中压失水，ml；
固含：钻井液中水不溶物的全部含量及可溶性盐类，％；
MBT：钻井液的搬土含量，g/l；
GEL：钻井液的静切力，Pa；
HSL：泥页岩在钻井液中的滚动回收率，％(是用来评价钻井液的抑制性的方法，热滚回收率越高，表示抑制性越强)；
XS：钻井液的润滑系数，无量纲；
API：常温中压失水，mL；
HTHP：高温高压失水，mL；
LSRV：低剪切速率粘度，mPa.s。
钻井液性能测定方法按照以下石油行业标准进行执行：
1、石油天然气工业钻井液现场测试第一部分水基钻井液GB/T16783.1-2006(PV、YP、GEL、API参数按照本标准执行)；
2、页岩抑制剂评价方法SY/T6335-1997(热滚回收率按照本标准执行)；
表1为实施例1中的钻井液性能试验数据：
实施例2
按重量份，向泥浆杯中加入1000份水、6份纯碱和10份膨润土，在500r/min下，预水化26小时，向预水化后的膨润土浆中依次加入依次缓慢加入15份低粘度羧甲基纤维素和羧甲基淀粉的混合物(优选的质量比，低粘度羧甲基纤维素：羧甲基淀粉＝1:5)、10份黄原胶和高粘羧甲基纤维素的混合物(优选的质量比，黄原胶：高粘羧甲基纤维素＝1:8)、25份井壁稳定剂HQ-1、22份封堵剂HTK-1、4份水解度为40％的聚丙酰胺和聚丙烯酸钠钾盐的二元共聚物(分子量优选为400万)、35份KCl和聚合醇的混合物(优选的聚合醇为乙二醇、聚乙二醇、聚丙二醇、丙三醇与环氧丙烷生成的脂肪醇聚氧丙烯醚，且质量比，KCl：聚合醇＝1:2)，在500r/min的转速下充分搅拌均匀后，加入35份BT-100水基成膜封堵剂；最后加入pH调整剂氢氧化钠8份调节钻井液pH值为12。
使上述体系充分搅拌均匀，然后再加入60％的重晶石(密度为4.2g/cm3)；搅拌均匀就得到了密度为1.12g/cm3的双膜承压水基钻井液。
本实施例所配制的双膜承压水基钻井液性能如表2所示，各参数均是在50℃下测定的，其中，滚前状态是配制完成后测定性能，滚后状态是将所配制的钻井液在100℃下热滚16h，然后冷却到室温测定性能；
表2为实施例2中的钻井液性能试验数据：
表3为实施例2应用井钻井液性能
实施例3
按重量份，向泥浆杯中加入1000份水、7份纯碱和15份膨润土，在500r/min下，预水化26小时，向预水化后的膨润土浆中依次加入依次缓慢加入20份低粘度羧甲基纤维素和羧甲基淀粉的混合物(优选的质量比，低粘度羧甲基纤维素：羧甲基淀粉＝1:3)、15份黄原胶和高粘羧甲基纤维素的混合物(优选的质量比，黄原胶：高粘羧甲基纤维素＝1:5)、20份井壁稳定剂HQ-1、25份封堵剂YHS-1、5份水解度为50％的聚丙酰胺和聚丙烯酸钠钾盐的二元共聚物(分子量优选为500万)、40份KCl和聚合醇的混合物(优选的聚合醇为乙二醇、聚乙二醇、聚丙二醇、丙三醇与环氧丙烷生成的脂肪醇聚氧丙烯醚，且质量比，KCl：聚合醇＝1:5)，在500r/min的转速下充分搅拌均匀后，加入40份BT-100水基成膜封堵剂；最后加入pH调整剂氢氧化钠10份调节钻井液pH值为10。
使上述体系充分搅拌均匀，然后再加入60％的重晶石(密度为4.2g/cm3)；搅拌均匀就得到了密度为1.05g/cm3的双膜承压水基钻井液。
本实施例所配制的双膜承压水基钻井液性能如表4所示，各参数均是在50℃下测定的，其中，滚前状态是配制完成后测定性能，滚后状态是将所配制的钻井液在100℃下热滚16h，然后冷却到室温测定性能；
表4为实施例3中的饿钻井液性能试验数据：
实施例4
按重量份，向泥浆杯中加入1000份水、8份纯碱和20份膨润土，在500r/min下，预水化30小时，向预水化后的膨润土浆中依次加入依次缓慢加入25份低粘度羧甲基纤维素和羧甲基淀粉的混合物(优选的质量比，低粘度羧甲基纤维素：羧甲基淀粉＝1:1)、20份黄原胶和高粘羧甲基纤维素的混合物(优选的质量比，黄原胶：高粘羧甲基纤维素＝1:3)、22份井壁稳定剂HQ-1、28份改性的磺化沥青、6份水解度为60％的聚丙酰胺和聚丙烯酸钠钾盐的二元共聚物(分子量优选为600万)、45份KCl和聚合醇的混合物(优选的聚合醇为乙二醇、聚乙二醇、聚丙二醇、丙三醇与环氧丙烷生成的脂肪醇聚氧丙烯醚，且质量比，KCl：聚合醇＝1:8)，在500r/min的转速下充分搅拌均匀后，加入45份BT-100水基成膜封堵剂；最后加入pH调整剂氢氧化钠9份调节钻井液pH值为11。
使上述体系充分搅拌均匀，然后再加入60％的重晶石(密度为4.2g/cm3)；搅拌均匀就得到了密度为1.15g/cm3的双膜承压水基钻井液。
本实施例所配制的双膜承压水基钻井液性能如表1所示，各参数均是在50℃下测定的，其中，滚前状态是配制完成后测定性能，滚后状态是将所配制的钻井液在100℃下热滚16h，然后冷却到室温测定性能；
实施例5
按重量份，向泥浆杯中加入1000份水、9份纯碱和25份膨润土，在500r/min下，预水化30小时，向预水化后的膨润土浆中依次加入依次缓慢加入30份低粘度羧甲基纤维素和羧甲基淀粉的混合物(优选的质量比，低粘度羧甲基纤维素：羧甲基淀粉＝1:3)、20份黄原胶和高粘羧甲基纤维素的混合物(优选的质量比，黄原胶：高粘羧甲基纤维素＝1:5)、25份井壁稳定剂HQ-1和沥青的混合物(优选的质量比，HQ-1：沥青＝1:1)、30份ZTC-1和500目CaCO3的混合物(优选的质量比，ZTC-1：500目CaCO3＝1:2)、7份水解度为70％的聚丙酰胺和聚丙烯酸钠钾盐的二元共聚物(分子量优选为700万)、50份KCl和聚合醇的混合物(优选的聚合醇为乙二醇、聚乙二醇、聚丙二醇、丙三醇与环氧丙烷生成的脂肪醇聚氧丙烯醚，且质量比，KCl：聚合醇＝1:8)，在500r/min的转速下充分搅拌均匀后，加入45份BT-100水基成膜封堵剂；最后加入pH调整剂氢氧化钠5份调节钻井液pH值为11。
使上述体系充分搅拌均匀，然后再加入60％的重晶石(密度为4.2g/cm3)；搅拌均匀就得到了密度为1.13g/cm3的双膜承压水基钻井液。
本实施例所配制的双膜承压水基钻井液性能如表1所示，各参数均是在50℃下测定的，其中，滚前状态是配制完成后测定性能，滚后状态是将所配制的钻井液在100℃下热滚16h，然后冷却到室温测定性能；
实施例6
按重量份，向泥浆杯中加入1000份水、10份纯碱和30份膨润土，在500r/min下，预水化30小时，向预水化后的膨润土浆中依次加入依次缓慢加入40份低粘度羧甲基纤维素和羧甲基淀粉的混合物(优选的质量比，低粘度羧甲基纤维素：羧甲基淀粉＝1:3)、20份黄原胶和高粘羧甲基纤维素的混合物(优选的质量比，黄原胶：高粘羧甲基纤维素＝1:1)、30份井壁稳定剂HQ-1和沥青的混合物(优选的质量比，HQ-1：沥青的混合物＝1:1)、30份ZTC-1和2000目CaCO3的混合物(优选的质量比，HQ-1：沥青＝1:2)、8份水解度为80％的聚丙酰胺和聚丙烯酸钠钾盐的二元共聚物(分子量优选为800万)、50份KCl和聚合醇的混合物(优选的聚合醇为乙二醇、聚乙二醇、聚丙二醇、丙三醇与环氧丙烷生成的脂肪醇聚氧丙烯醚，且质量比，KCl：聚合醇＝1:8)，在500r/min的转速下充分搅拌均匀后，加入50份BT-100水基成膜封堵剂；最后加入pH调整剂氢氧化钠6份调节钻井液pH值在11。
使上述体系充分搅拌均匀，然后再加入60％的重晶石(密度为4.2g/cm3)；搅拌均匀就得到了密度为1.10g/cm3的双膜承压水基钻井液。
本实施例所配制的双膜承压水基钻井液性能如表1所示，各参数均是在50℃下测定的，其中，滚前状态是配制完成后测定性能，滚后状态是将所配制的钻井液在100℃下热滚16h，然后冷却到室温测定性能；
表5为实施例1至6的试验性能对比：
以上所述，仅是本发明的较佳实施例，并非对本发明做任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化，均落入本发明的保护范围之内。