本发明涉及石油钻井领域所用的一种钻井液，尤其是一种新型抗高温低粘高切油包水钻井液。
背景技术：
油包水钻井液是以油为连续相、水为分散相的一种逆乳化钻井液，特别适用于水敏性地层，如某些遇水易坍塌的页岩地层；或为了更好保护和开发油气层需要采取欠平衡钻井方式实施的钻井工程；或在水平井施工中需要有效降低钻井液与钻具之间的摩阻，提高钻井液润滑能力的钻井工程。然而，目前常规的抗高温油包水钻井液，在现场作业中普遍存在着粘度高切力低、携屑能力较差，以及机械钻速较低等问题。这类钻井液不能保证深井的安全、快速钻进，并且施工中容易出现很多复杂问题，如钻头破碎的碎屑在井底不能及时清除，重复切削岩屑问题；井壁稳定性差，井径不规则造成的井下复杂问题；处理井下复杂的事故时间长的问题等。
技术实现要素：
本发明在于克服背景技术中存在的问题，而提供一种新型抗高温低粘高切油包水钻井液。该新型抗高温低粘高切油包水钻井液，可以抗温200℃，具有粘度低但切力高，悬浮能力强，井眼清洁能力高，滤失造壁性强的特点。本发明解决其问题可通过如下技术方案来达到：一种新型抗高温低粘高切油包水钻井液，其组分及配比按重量百分比如下：68～72份液态油、10～11份盐水相、5.8～6.4份主乳化剂、1.9～3.2份辅助乳化剂、3.0～3.7份有机膨润土、2.8～2.9份石灰、3.9～5.6份降滤失剂。所述的液态油为柴油或白油；所述的盐水相为20%～40%质量分数的氯化钙盐水；所述的主乳化剂为Gemini阳离子表面活性剂DQGC，辅助乳化剂为酰胺类表面活性剂DQNS，降滤失剂为腐植酸酰胺类降滤失剂DQHA。体系中采用的油包水主乳化剂为双子季铵盐型表面活性剂，辅助乳化剂为含叔胺基团的酰胺类表面活性剂。主乳化剂分子中含有共价键结构，通过氢键作用将两个离子头基连接起来，这种坚固的强相互作用有效地阻止了离子头基同性电荷的排斥作用，使极性基在液相表面紧密分布，迫使非极性链在相界面呈现几乎竖直的排列，从而大幅度降低表面能，同时又不改变极性基的亲水特性。形成的双电层ζ电位较高，乳化效率高。同时，选择了含有较大的空间立体障碍—芳环结构的妥尔油作为合成原料，为高温条件下不稳定的基团提供较大的空间位阻，提高了乳化剂的抗温能力。该乳化剂还具有特殊的相行为，可形成多孔堆砌的复杂结构，并随着剪切速率的增加不断向平滑片状结构过渡、转变，因而，钻井液具有了低粘高切的流变性，这一特性对提高钻井液的低剪切速率粘度以及悬浮和携带岩屑极其有利。辅助乳化剂与主乳化剂复配使用，可以调节乳化剂混合物HLB值，获得较好的亲油亲水能力，增强乳化能力，提高油包水钻井液的稳定性。本发明与上述背景技术相比较可具有如下有益效果：该新型抗高温低粘高切油包水钻井液，使用了表面活性强、具有特殊相行为的抗高温乳化剂，使得钻井液体系在高温条件下性能稳定，抗温能力为200℃，稳定性强；且具有低粘高切的良好流变性，动塑比高，与有机土和降滤失剂等协同作用，增强了体系的热稳定性和电稳定性，滤失造壁性好。提高了井眼清洁效率，抑制性强，可防止井壁坍塌等井下复杂，减小复杂时率，提高机械钻速，缩短钻井周期。具体实施方式：下面将结合具体实施例对本发明作进一步说明：新型抗高温低粘高切油包水乳化钻井液体系配制过程为：向高搅杯中依次加入柴油、主、辅乳化剂、有机土、石灰、降滤失剂和氯化钙盐水，每加入一种处理剂分别在12000r/min的速度下搅拌5min-30min，使处理剂充分分散于体系中，配制完成后测量钻井液50℃下的流变参数和破乳电压。然后置于高温陈化釜中，对钻井液进行200℃高温老化，16h后取出陈化釜冷却至室温，将老化钻井液12000r/min搅拌20min，测量50℃下的流变参数和破乳电压，最后使用油水（固相）分离装置和高温高压失水仪测量钻井液的pH值和高温高压滤失量。下述实施例所采用的处理剂皆为市售，其中，主乳化剂DQGC、辅助乳化剂DQNS和降滤失剂DQHA，采购于北京固安恒科信石油化工有限公司；有机膨润土BS-1C由浙江丰虹新材料股份有限公司生产。实施例1.分别称取360mL柴油、40mL质量分数为20%的氯化钙盐水、24gDQGC、8gDQNS、12gBS-1C、6g石灰、16gDQHA；向高搅杯中依次加入柴油、主、辅乳化剂、有机膨润土、石灰、降滤失剂和氯化钙盐水，每加入一种处理剂均用12000r/min的速度进行搅拌，使处理剂充分分散于体系中，共搅拌90min，配制成本发明钻井液。实施例2.分别称取360mL柴油、40mL质量分数为20%的氯化钙盐水、26gDQGC、9.2gDQNS、16gBS-1C、12g石灰、24gDQHA；向高搅杯中依次加入柴油、主、辅乳化剂、有机膨润土、石灰、降滤失剂和氯化钙盐水，每加入一种处理剂均用12000r/min的速度进行搅拌，使处理剂充分分散于体系中，共搅拌90min，配制成本发明钻井液。实施例3.分别称取360mL油、40mL质量分数为20%的氯化钙盐水、28gDQGC、14gDQNS、16gBS-1C、12g石灰、24gDQHA；向高搅杯中依次加入柴油、主、辅乳化剂、有机膨润土、石灰、降滤失剂和氯化钙盐水，每加入一种处理剂均用12000r/min的速度进行搅拌，使处理剂充分分散于体系中，共搅拌90min，配制成本发明钻井液。将上述实施例1-3配制好的钻井液，分别测量该钻井液在50℃下的流变参数和破乳电压。然后置于高温陈化釜中，对钻井液进行200℃高温老化，16h后取出陈化釜冷却至室温，将老化钻井液12000r/min搅拌20min，测量50℃下的流变参数和破乳电压，最后使用油水（固相）分离装置和高温高压失水仪测量钻井液的pH值和高温高压滤失量。测量结果见表1。表1实施例配方常规性能注：老化实验条件200℃×16h；高温高压失水实验条件200℃×3.5MPa从表1可以看出，新型抗高温低粘高切油包水乳化钻井液热稳定性和乳化稳定性强，破乳电压最低1450V，塑性粘度小于21mPa·s，动切力大于6Pa，动塑比0.38～0.43Pa/mPa·s，高温高压滤失量小于12mL，可满足高温深井、深层水平井等复杂结构井对油包水钻井液的抗温能力、井眼清洁效率及滤失造壁性的要求。使用实施例2在大庆油田古深3井、宋深9H井和徐深9-平4井进行了现场试验。其中，古深3井设计井深4920m，根据邻井地温梯度推测古深3井井底温度最高可达200℃。目的层位营城组，三开井段钻遇登娄库组和营城组，登娄库组主要为泥岩、泥质粉砂岩及泥岩与粉砂岩互层，其特点为泥质含量高，粘土矿物以伊利石和伊蒙混层为主，遇水易发生剥落掉块；营城组火山岩内部可能断层发育，岩性主要为凝灰岩、安山岩和玄武岩，其中凝灰岩疏松，易水化，安山岩内部微裂缝发育，玄武岩硬度高，可钻性差。以往大庆油田在古龙地区先后部署和施工了2口高温深井，钻井过程中均出现了不同程度的划眼、井壁剥落、卡钻、井斜角超标，抗高温钻井液不能满足施工要求，复杂事故率高的问题。针对以上复杂情况，使用新型抗高温低粘高切油包水乳化钻井液进行三开井段钻井施工，现场钻井液性能如下表2所示。表2古深3井三开钻井液性能表2可以看出，新型抗高温低粘高切油包水乳化钻井液在历时53天，井底温度最高达200℃的环境下，性能仍然稳定，表现出了良好的抗温能力，破乳电压最低1308V，塑性粘度和动切力变化平稳，动塑比≥0.4Pa/mPa·s，具有低粘高切的流变特性，携岩能力强，井眼清洁效率显著提高。该体系井壁稳定能力强，有效抑制了井壁岩石剥落、掉块、坍塌，井眼规则，平均井径扩大率仅为5.83%，为下套管、电测等后续施工的顺利进行提供技术保障，减少处理复杂的时间，缩短钻井周期，提高了机械钻速。三开进尺531m，钻时642.5h，平均机械钻速高达0.83m/h，刷新了该区块同地质条件下机械钻速的纪录，优质高效的完成了该井的作业任务。