一种有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系的制作方法

本发明涉及地质资源勘探与开发
技术领域：
所用的钻井液，具体涉及一种有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系。
背景技术：
：当前我国已经进入非常规能源勘探开发的新阶段，页岩油气成为了研究的热点。页岩是细粒的沉积岩，可以说是石油和天然气的丰富来源。页岩的储层特性不同于常规天然气储层，页岩层理构造发育，力学特性与均质地层有较大差别，层理面胶结程度较弱，易膨胀易破碎，储层物性较差，孔隙度和渗透率很低。近年来，页岩油气勘探取得了巨大的进展，但在钻井过程中存在许多问题，如在钻井过程中，由于岩石强度降低、地层水化膨胀和地层粘土的分散而导致的井壁失稳和地层损害。近些年来，油气资源的消耗大幅增长，面对如此快的增长形式，油气资源面临着枯竭的危险，地表油气的开采已经不能满足与日俱增的需求量，在深井钻探过程中，温度随着地层深度的增加而增加，随着钻井逐渐向深井方向开采，钻井液停留于地层深处的时间逐渐增长，这对钻井液处理剂的抗温性能提出了更苛刻的要求。温度和停留时间的增加，加剧了一些副反应，甚至产生了一些副反应，比如高温下的降解、交联等副反应的加速，使钻井液的性质和性能发生改变。尤其是钻遇深井中的裂缝地层、破碎地层，对于钻井液的抗高温及防塌性有更高的要求。目前，水基钻井液在页岩气钻井施工中需要解决的核心问题是如何保证页岩地层的井壁稳定。而井壁稳定主要取决于三个方面：合理的钻井液密度；足够的水化抑制性；良好的微裂隙封堵能力。在钻井作业中，使用各种添加剂(其中氯化钾是非常常见的)可以实现高水平的页岩抑制。但相对高的浓度被认为是对环境具有不利影响，限制了它们的使用。此外，阳离子聚合物的高毒性限制了它们的使用。为了缓解这些问题，一系列具有理想抑制功能的低分子量铵盐可以弥补这些缺陷。它们没有毒性和危险性，它们在钻井液中的使用可以显著减少钻屑处理成本，但是季铵盐和多胺仍然存在一些缺点，如一些季胺类(例如四甲基氯化铵)的毒性和由于氨基与四面体硅氧烷表面氢键的减弱，多胺在高温下的抑制作用相对较低，但不具备良好的防塌性能。由于现有钻井液体系存在的抑制作用相对较弱，防塌性能差的缺点，因此亟需提供一种能在高温环境中达到抑制与防塌效果的钻井液体系。技术实现要素：本发明的目的是针对现有钻井液体系存在的问题，提供一种有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系，能在高温环境中达到抑制与防塌效果。为实现上述目的，本发明提出了一种有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系，其特征在于，所述钻井液体系由以下原料组成：膨润土基浆、增粘剂、降滤失剂、封堵剂、加重剂、无机硅酸盐和有机硅酸盐，各原料的用量为以膨润土基浆的重量计，膨润土基浆的质量分数为1％～4％，增粘剂用量为膨润土基浆重量的0.1％～2％，降滤失剂用量为膨润土基浆重量的0.1％～3％，封堵剂用量为膨润土基浆重量的1％～5％，加重剂用量为膨润土基浆重量的10％～95％，有机硅酸盐用量为膨润土基浆重量的0.5％～5％，无机硅酸盐用量为膨润土基浆重量的0.1％～5％。所述有机硅酸盐浓度为0.05mol/l～0.5mol/l，无机硅酸盐的质量分数为0.1％～5％。所述有机硅酸盐选自甲基硅酸盐、乙基硅酸盐、3-氨丙基三甲氧基硅烷、γ-氨丙基三乙氧基硅烷、3-(2,3-环氧丙氧)丙基三甲氧基硅烷、γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷、γ-巯丙基三甲氧基硅烷、苯基三甲氧基硅烷、甲基三甲氧基硅烷、乙烯基三乙氧基硅烷、乙烯基三甲氧基硅烷、乙烯基三(β-甲氧基乙氧基)硅烷、十二烷基三甲氧基硅烷、辛基三甲氧基硅烷、辛基三乙氧基硅烷。所述无机硅酸盐选自硅酸盐a、硅酸盐b、硅酸盐c或硅酸盐d，硅酸盐a为模数在1.5～3.5之间的硅酸钠，硅酸盐b为模数在1.5～3.5之间的硅酸钾，硅酸盐c为模数在1.5～5之间的硅酸锂，硅酸盐d为纳米级的硅溶胶。所述增粘剂选自高聚合度高水解度的聚丙烯酰胺、高粘度羧甲基纤维素钠、高粘度聚丙烯酸钠、野生植物胶以及生物聚合物中的一种或两种。所述降滤失剂选自低粘度羧甲基纤维素钠、羟乙基纤维素hec、聚阴离子纤维素、低粘度聚丙烯酸钠、羧甲基淀粉、水解聚丙烯腈以及抗高温滤失剂中的一种或两种。所述的抗高温滤失剂选自磺化褐煤树脂spnh、磺甲基酚醛树脂、磺化沥青、抗高温降滤失剂driscal-d、so-1腈硅聚合物、改性褐煤与沥青的复配物中的一种或几种。所述的封堵剂选自微米级的碳酸钙、聚合物凝胶颗粒、硅藻土中的一种或几种组合。所述的加重剂选自重晶石、方铅矿、磁铁矿和石灰石中一种或几种。通过上述设计方案，本发明可以带来如下有益效果：提供一种有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系，该有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系表现出良好的性能，尤其在高温环境中，能达到更好的降滤失效果，表现出更好的封堵性，并且该体系钻井液在高温条件下能够形成一种膜结构，成膜质量好、成膜均匀、强度更高，本发明提出的有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系提高了钻井液的抑制防塌能力，更好地满足井壁稳定、安全钻进的需求，达到了抑制、封堵和化学固壁的目的。附图说明此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，本发明示意性实施例及其说明用于理解本发明，并不构成本发明的不当限定，在附图中：图1为实施例1中岩屑表面成膜图；图2为实施例2中岩屑表面成膜图；图3为实施例3中岩屑表面成膜图；图4为对比例2中岩屑表面成膜图；图5为对比例3中岩屑表面成膜图；图6为对比例4中岩屑表面成膜图；图7为将有机硅酸盐-无机硅酸盐体系中成膜岩样放置20倍光学电镜下观察，成膜现象图；图8为将有机硅酸盐-无机硅酸盐体系中成膜岩样放置10倍光学电镜下岩屑表面成膜图。具体实施方式本发明所提出的有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系主要是含有浓度0.05mol/l～0.5mol/l的有机硅酸盐和质量分数为0.1％～5％的无机硅酸盐。具体的，所述有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系由以下原料组成：膨润土基浆、增粘剂、降滤失剂、封堵剂、加重剂、无机硅酸盐和有机硅酸盐，各原料的用量为以膨润土基浆的重量计，膨润土基浆质量分数为1％～4％，增粘剂为膨润土基浆重量的0.1％～2％，降滤失剂用量为膨润土基浆重量的0.1％～3％，封堵剂用量为膨润土基浆重量的1％～5％，加重剂用量为膨润土基浆重量的10％～95％，有机硅酸盐用量为膨润土基浆重量的0.5％～5％,无机硅酸盐用量为膨润土基浆重量的0.1％～5％。其中，有机硅酸盐选自甲基硅酸盐、乙基硅酸盐、3-氨丙基三甲氧基硅烷、γ-氨丙基三乙氧基硅烷、3-(2,3-环氧丙氧)丙基三甲氧基硅烷、γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷、γ-巯丙基三甲氧基硅烷、苯基三甲氧基硅烷、甲基三甲氧基硅烷、乙烯基三乙氧基硅烷、乙烯基三甲氧基硅烷、乙烯基三(β-甲氧基乙氧基)硅烷、十二烷基三甲氧基硅烷、辛基三甲氧基硅烷、辛基三乙氧基硅烷等有机硅烷；无机硅酸盐选自硅酸盐a、硅酸盐b、硅酸盐c或硅酸盐d，硅酸盐a为模数在1.5～3.5之间的硅酸钠，硅酸盐b为模数在1.5～3.5之间的硅酸钾，硅酸盐c为模数在1.5～5之间的硅酸锂，硅酸盐d为纳米级的硅溶胶；有机硅酸盐本身具有良好的抑制性，有机硅酸盐和无机硅酸盐二者复配后还表现出良好的封堵性，尤其在高温条件下能够将岩屑粘结在岩块上，表现出良好的化学固结效果并且能够形成一种膜结构从而减弱水对岩石的破坏。增粘剂选自高聚合度高水解度的聚丙烯酰胺、高粘度羧甲基纤维素钠(按照2％的水溶液的粘度来区分，高粘度羧甲基纤维素钠的粘度范围为0.8pa.s～1.2pa.s)、高粘度聚丙烯酸钠(按照2％的水溶液的粘度来区分，高粘度聚丙烯酸钠的粘度范围为0.6pa.s～1.2pa.s)、野生植物胶以及生物聚合物中的一种或两种；高聚合度高水解度的聚丙烯酰胺为分子量在5*106以上，50％以上水解度的聚丙烯酰胺；所述降滤失剂选自低粘度羧甲基纤维素钠(按照2％的水溶液的粘度来区分，低粘度羧甲基纤维素钠的粘度范围为1*10-2～3*10-2pa.s)、羟乙基纤维素hec、聚阴离子纤维素、2％水溶液的粘度为0.6pa.s～1pa.s的聚丙烯酸钠、羧甲基淀粉、水解度在50％～70％的水解聚丙烯腈以及抗高温滤失剂中的一种或两种，其中抗高温降滤失剂任选自磺化褐煤树脂spnh、磺甲基酚醛树脂、磺化沥青、抗高温降滤失剂driscal-d、so-1腈硅聚合物、改性褐煤与沥青的复配物中的一种或几种；封堵剂选自微米级的碳酸钙、聚合物凝胶颗粒、硅藻土中的一种或几种组合；加重剂选自重晶石、方铅矿、磁铁矿和石灰石的一种或几种。所述的有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系通过以下步骤制成：(1)称取原料：膨润土基浆、增粘剂、普通降滤失剂、抗高温降滤失剂、封堵剂、加重剂、无机硅酸盐及有机硅酸盐，其中，各原料的用量根据钻进地层的性质不同自由调节；(2)在8000r/min～10000r/min的高速搅拌条件下，向膨润土基浆中加入增粘剂、加重剂、普通降滤失剂、抗高温降滤失剂，搅拌10min～20min后再加入封堵剂，得到混合溶液；(3)向已经得到的混合溶液中加入无机硅酸盐和有机硅酸盐，高速搅拌10min～30min后得到有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系。本发明提供的有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系，将无机硅酸盐与有机硅酸盐进行复配，尤其是将甲基硅酸盐与硅酸盐c进行复配，充分发挥二者优点。其中，甲基硅酸盐具有良好的抑制作用，无机硅酸盐溶液中的钠钾离子都对二氧化硅的聚合起阻碍作用，且硅酸盐a、硅酸盐b的成膜条件是ph<8.0，而硅酸盐c溶液可以克服这一缺点，而硅酸盐c具有能与亲水表面反应成膜的特性，但是形成的干膜不连续、附着力差、起皮掉粉的现象，硅溶胶也有类似现象，而加入适量有机硅酸盐溶液后能够一定程度上改变成膜条件，使成膜质量显著提高，尤其是它能在高温条件下表现出良好的抗温性(耐220℃高温)并能达到优良的化学固壁和物理封堵地层的作用即在近井地带形成了无机矿物类的致密封堵层，显著降低了易坍塌地层的坍塌压力，并有效提高了承压能力，从而提高了钻井液的抑制防塌能力，更好地满足井壁稳定、安全钻进的需求，达到了抑制、封堵和化学固壁的目的。图1至图6为不同反应条件下岩屑表面成膜图。下面通过具体实施例对本发明的技术方案进行详细说明。实施例1：本实施例有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系，含有浓度为0.2mol/l的甲基硅酸盐和0.06mol/l的硅酸盐c，通过以下步骤制得：在300ml的蒸馏水中加入称量好的甲基硅酸盐、硅酸盐c，磁力搅拌20min后装入放有40g岩屑的高温反应釜中，在180℃条件下反应16h，烘干处理后称量其质量，并观察岩屑表面成膜现象，详见图1。实施例2：本实施例有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系，含有质量分数为2％的有机硅烷和质量分数为1％的硅酸盐d，通过以下步骤制得：在300ml的蒸馏水中加入称量好的有机硅烷、硅酸盐d，磁力搅拌20min后装入放有40g岩屑的高温反应釜中，在180℃条件下反应16h，烘干处理后称量其质量，并观察岩屑表面成膜现象，详见图2。实施例3：本实施例有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系，含有浓度为0.2mol/l的甲基硅酸盐和0.06mol/l的硅酸盐c，通过以下步骤制得：在300ml的蒸馏水中加入称量好的甲基硅酸盐a、硅酸盐c，磁力搅拌20min后装入放有40g岩屑的高温反应釜中，在220℃条件下反应16h,烘干处理后称量其质量，并观察岩屑表面成膜现象，详见图3。实施例4：本实施例有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系，含有浓度为0.2mol/l的甲基硅酸盐和0.06mol/l的硅酸盐c，通过以下步骤制得：在400ml的蒸馏水中加入8g钠基膨润土配制质量分数为2％的膨润土基浆，然后在8000r/min的高速搅拌的情况下加入0.4g高粘度羧甲基纤维素钠、0.4g聚丙烯酰胺、0.4g抗高温降滤失剂driscal-d、4gso-1腈硅聚合物降失水剂、4g磺化褐煤、4g磺化褐煤树脂spnh、4g2000目的碳酸钙caco3，搅拌20min，再加入称量好的甲基硅酸盐、硅酸盐c，以相同搅拌速度搅拌20min后测其六速粘度值、初切值、终切值、滤失量，然后在180℃条件下热滚16h后，测量高温老化后的流变参数以及滤失量。实施例5：本实施例有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系，含有浓度为2％的γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷kh-570和0.06mol/l的硅酸盐b，通过以下步骤制得：在400ml的蒸馏水中加入12g钠基膨润土配制质量分数为3％的膨润土基浆，然后在8000r/min的高速搅拌的情况下加入0.4g高粘度羧甲基纤维素钠、8gft-1磺化沥青、0.24g抗高温降滤失剂driscal-d、6gso-1腈硅聚合物降失水剂、4g磺化褐煤、4g磺化褐煤树脂spnh、4g2000目的碳酸钙，搅拌20min，再加入称量好的γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷kh-570、硅酸盐b，以相同搅拌速度搅拌30min后制得钻井液，测其六速粘度值、初切值、终切值、滤失量，然后在220℃条件下热滚16h后，测量高温老化后的流变参数以及滤失量。对比例1：含有浓度为0.2mol/l的甲基硅酸盐通过以下步骤制得：在300ml的蒸馏水中加入称量好的甲基硅酸盐，磁力搅拌20min后装入放有40g岩屑的高温反应釜中，在180℃条件下反应16h，烘干处理后称量其质量。对比例2：含有浓度为与实施例1、3及4中离子浓度相同的硅酸盐c，通过以下步骤制得：在300ml的蒸馏水中加入称量好的硅酸盐c，磁力搅拌20min后装入放有40g岩屑的高温反应釜中，在220℃条件下反应16h，烘干处理后称量其质量，并观察岩屑表面成膜现象，详见图4。对比例3：在300ml的蒸馏水中加入放有40g岩屑的高温反应釜中，在180℃条件下反应16h，烘干处理后称量其质量，并观察岩屑表面成膜现象，详见图5。对比例4：未经任何处理的原始页岩样，观察页岩表面，详见图6。表1为实施例1～3页岩岩屑高温老化前后质量差的结果：表1页岩岩屑高温老化后岩屑质量变化率序号岩屑质量变化率对比例1-6％对比例2-5％对比例3-52％实施例16.65％实施例27.5％实施例39.8％对比表1，显然有规律：1)在高温条件下，有机-无机硅酸盐复配体系中的岩屑热滚后增加的质量增多，且回收率均大于100％；2)相同离子浓度条件下有机-无机硅酸盐复配体系的回收率高于无机硅酸盐或有机硅酸盐单独作用下的回收率，且观察图1、图2、图3、图4、图5及图6可知：图6为未经任何处理的原始页岩样；图5为在蒸馏水中高温处理后的页岩样，表面光滑、磨圆度高且有微裂隙存在，强度显著降低；图4为在无机硅酸盐在高温条件下单独作用后的页岩样，形成的干膜不连续、使岩粉与岩石附着力差、起皮掉粉且岩石出现微裂隙；图1为在180℃条件下甲基硅酸盐-无机硅酸盐c复配体系处理后的页岩样，形成的膜质量好，成膜均匀，强度较高，形成一层光洁的亮膜，能使岩屑保持原有棱角，磨圆度较低；图3为在220℃条件下甲基硅酸盐-无机硅酸盐c复配体系处理后的页岩样，在岩石表面形成白色膜并能将岩粉固结在岩石上，成膜均匀、成膜强度更高，并能使岩屑保持原有棱角，磨圆度低且岩石无裂缝；图2为在180℃条件下γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷kh-570和无机硅酸盐d复配体系处理后的页岩样，在岩石表面形成较厚的白色膜并能将岩粉固结在岩石上，成膜均匀、成膜强度高，并能使岩屑保持原有棱角，磨圆度较低且岩石无裂缝。将有机硅酸盐-无机硅酸盐体系中成膜岩样放置光学电镜下观察，成膜现象如图7及图8所示，形成的膜具有一定厚度且成膜均匀。下表2为实施例4钻井液的常规性能：表2：实施例4中钻井液的常规性能下表3为实施例5钻井液的常规性能：表3：实施例5中钻井液的常规性能由表2及表3中数据所示，本发明有机-无机硅酸盐复配钻井液在180℃和220℃高温处理后对流变性影响不大、而滤失量降低，降滤失效果明显，且有机-无机硅酸盐复合钻井液在高温下可以在岩石表面成膜，且成膜质量显著提高，能在高温条件下表现出良好的抗温性(耐220℃高温)并能达到优良的化学固壁和物理封堵地层的作用，即在近井地带形成了无机矿物类的致密封堵层，显著降低了易坍塌地层的坍塌压力，并有效提高了承压能力，从而提高了钻井液的抑制防塌能力，更好地满足井壁稳定、安全钻进的需求，达到了抑制、封堵和化学固壁的目的。当前第1页12