本发明涉及一种高密度的油基钻井液，尤其涉及一种高抗盐水侵的高密度油基钻井液，属于石油开采技术领域。
背景技术：
我国盐膏层分布广泛，塔里木、江汉、四川、胜利、中原、华北、青海、长庆等油田都曾钻遇盐膏层，盐膏层主要分布在第三系、石炭系和寒武系地层，分属泻湖陆相沉积和滨海相沉积。
从盐膏层分布看，塔里木盆地盐膏层的类型最全，有泻湖陆相沉积的第三系盐膏层，也有滨海相沉积的石炭系和寒武系盐膏层，从盆地边缘局部地区出露头到深至6000m都有分布。塔里木油田山前地区第三系盐膏层普遍发育，具有盐膏层段长(160-1000m)、埋藏深(＞5000m)、上覆压力大、塑性流动性强等特点，并伴有易塌泥页岩层和高压盐水层。目前，高密度油基钻井液已成为解决盐膏层、高压盐水层的重要技术。
但是，由于高密度水基钻井液在高温下的性能不足，且在盐、膏层钻进中极易发生缩径、垮塌、卡钻等复杂事故，不能满足现场施工的需要。高密度油基钻井液在盐水侵入的情况下，流变性能会变差，如何提高油基钻井液的抗盐水污染容量限一直以来是高密度油基钻井液的技术难点。
技术实现要素：
为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种具有高抗盐水侵性能的高密度油基钻井液。
为了实现上述技术目的，本发明提供了一种抗盐水侵的高密度油基钻井液，该抗盐水侵的高密度油基钻井液的原料组成包括：8重量份-12重量份的脂肪酸酰胺，以8重量份-12重量份的脂肪酸酰胺为基准，该抗盐水侵的高密度油基钻井液的其余原料组成为：8重量份-12重量份的烷醇酰胺、10重量份-14重量份的碱度调节剂、1重量份-6重量份的有机土、8重量份-12重量份的降滤失剂、500重量份-1200重量份的重晶石、10重量份-50重量份的无机氯盐水溶液和200重量份-240重量份的油；其中，
脂肪酸酰胺的原料组成为不饱和脂肪酸、二乙烯三胺、羟乙基乙二胺和十二烷基苯磺酸；
烷醇酰胺的原料组成为不饱和脂肪酸、二乙醇胺和十二烷基苯磺酸。
在上述油基钻井液中，优选地，该抗盐水侵的高密度油基钻井液的原料组成包括9重量份-11重量份的脂肪酸酰胺dr-em；更优选地，脂肪酸酰胺为9.8重量份-10.3重量份。
在上述油基钻井液中，优选地，采用的脂肪酸酰胺的原料组成为质量比为(140-160):(15-25):(12-20):(35-75)的不饱和脂肪酸、二乙烯三胺、羟乙基乙二胺和十二烷基苯磺酸；
更优选地，不饱和脂肪酸、二乙烯三胺、羟乙基乙二胺和十二烷基苯磺酸的质量比为(140-150):(20-25):(15-20):(40-50)。
在上述油基钻井液中，优选地，采用的脂肪酸酰胺按照以下步骤制备得到：
在145℃-165℃下，将不饱和脂肪酸、二乙烯三胺和羟乙基乙二胺进行酰胺化反应；
在180℃-205℃下，进行酰胺化反应，加入十二烷基苯磺酸，得到脂肪酸酰胺。
根据本发明的具体实施方式，将不饱和脂肪酸、二乙烯三胺和羟乙基乙二胺按照常规方式在145℃-165℃进行高温酰胺化反应后，继续在180℃-205℃高温酰胺化反应，最后用十二烷基苯磺酸中和剩余胺，得到脂肪酸酰胺，该脂肪酸酰胺具有较好的高温稳定性。
根据本发明的具体实施方式，进行酰胺化反应的时间，本领域技术人员可以按照常规方式确定，一般大于2h。
在上述油基钻井液中，优选地，采用的不饱和脂肪酸包括大豆油酸、菜籽油酸或蓖麻油酸。
在上述油基钻井液中，优选地，该抗盐水侵的高密度油基钻井液的原料组成包括9重量份-11重量份的烷醇酰胺dr-co；更优选地，烷醇酰胺为9.8重量份-10.3重量份。
在上述油基钻井液中，优选地，优选地，采用的烷醇酰胺的原料组成为质量比为(130-150):(90-135):(35-75)的不饱和脂肪酸、二乙醇胺和十二烷基苯磺酸；
优选地，不饱和脂肪酸、二乙醇胺和十二烷基苯磺酸的质量比为(130-140):(100-135):(40-50)。
在上述油基钻井液中，优选地，采用的烷醇酰胺按照以下步骤制备得到：
在145℃-165℃下，将不饱和脂肪酸、二乙醇胺进行酰胺化反应；
在180℃-205℃下，进行酰胺化反应，加入十二烷基苯磺酸，继续进行酰胺化反应，得到烷醇酰胺。
根据本发明的具体实施方式，将不饱和脂肪酸、二乙醇胺在145-165℃进行高温酰胺化反应后，继续在180-205℃高温酰胺化反应，最后用十二烷基苯磺酸中和剩余胺，得到烷醇酰胺，该烷醇酰胺具有较好的高温稳定性。
根据本发明的具体实施方式，进行酰胺化反应的时间，本领域技术人员可以按照常规方式确定，一般大于2h。
在上述油基钻井液中，优选地，采用的不饱和脂肪酸包括大豆油酸、菜籽油酸或蓖麻油酸。
在上述油基钻井液中，优选地，该抗盐水侵的高密度油基钻井液的原料组成包括11重量份-13重量份的碱度调节剂；更优选地，碱度调节剂为12重量份-12.8重量份。
在上述油基钻井液中，优选地，采用的碱度调节剂为氧化钙和/或氧化镁；更优选地，采用的碱度调节剂为氧化钙。
在上述油基钻井液中，优选地，该抗盐水侵的高密度油基钻井液的原料组成包括2重量份-5重量份的有机土；更优选地，有机土为2.5重量份-3.5重量份。
根据本发明的具体实施方式，对有机土没有特殊要求，市场上销售的有机土即可。
在上述油基钻井液中，优选地，该抗盐水侵的高密度油基钻井液的原料组成包括9重量份-11重量份的降滤失剂；更优选地，降滤失剂为9.5重量份-10.5重量份。
在上述油基钻井液中，优选地，采用的降滤失剂为氧化沥青、有机褐煤和腐殖酸酰胺树脂中一种或几种的组合；
更优选地，采用的降滤失剂为氧化沥青和/或有机褐煤；
最优选地，采用的降滤失剂为质量比为1：1、1：2或2：1的氧化沥青和有机褐煤。
在上述油基钻井液中，优选地，该抗盐水侵的高密度油基钻井液的原料组成包括520重量份-1150重量份的重晶石。
在上述油基钻井液中，对重晶石没有特殊要求，市场上销售的重晶石即可。优选地，采用的重晶石的密度大于4.25g/cm3。
在上述油基钻井液中，优选地，该抗盐水侵的高密度油基钻井液的原料组成包括15重量份-45重量份的无机氯盐水溶液；更优选地，无机氯盐水溶液为20重量份-40重量份。
在上述油基钻井液中，优选地，采用的无机氯盐水溶液的质量浓度为10％-30％，更优选为15％-25％，最优选为18％-23％。
在上述油基钻井液中，优选地，采用的无机氯盐水溶液中的无机氯盐为碱金属和/或碱土金属氯化物；
更优选的，采用的无机氯盐为氯化钠、氯化钙、氯化钾中的一种或几种的组合。
在上述油基钻井液中，优选地，该抗盐水侵的高密度油基钻井液的原料组成包括205重量份-235重量份的油；更优选地，油为210重量份-230重量份。
在上述油基钻井液中，优选地，采用的油为白油、柴油和气制油中的一种或几种的组合。
本发明还提供了一种抗盐水侵的高密度油基钻井液的制备方法，该制备方法包括以下步骤：
在11000转/分的搅拌速度下，向油中加入脂肪酸酰胺和烷醇酰胺，搅拌10min后，加入有机土，搅拌10min；
加入无机氯盐水溶液，搅拌20min，加入碱度调节剂，搅拌10min；
加入降滤失剂，搅拌10min，加入重晶石，搅拌20min，得到抗盐水侵的高密度油基钻井液。
本发明的抗盐水侵的高密度油基钻井液适用于高温高密度高盐水侵井的现场开采。
本发明的抗盐水侵的高密度油基钻井液以脂肪酸酰胺为主乳化剂、以烷醇酰胺为辅乳化剂，还添加碱度调节剂、有机土、降滤失剂、重晶石、无机氯盐水溶液和油。使其具有高密度、高抗盐水侵的特性，该油基钻井液的密度能够达到2.60g/cm3，抗盐水侵比例可达60％，且抗温能力达到200℃以上，具有良好的流变性和悬浮稳定性。
本发明的抗盐水侵的高密度油基钻井液具有良好的乳化稳定性和抗高温性能。当盐水侵比例大于60％时，才逐渐失去流动性，热滚16h后，各项性能在热滚前相比基本保持不变，具有良好的乳化性能和抗高温性能，抗温可达200℃，沉降稳定性良好，hthp滤失量满足钻井需求，适用于高温高密度高盐水侵井的应用。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种抗盐水侵的高密度油基钻井液，其是通过以下步骤制备得到的：
取212.5ml的柴油，在11000转/分的搅拌速度下，加入10g主乳化剂dr-em(质量比为140:25:15:35不饱和脂肪酸、二乙烯三胺、羟乙基乙二胺和十二烷基苯磺酸)和10g辅乳化剂dr-co(质量比为135:120:35的不饱和脂肪酸、二乙醇胺和十二烷基苯磺酸)，高速搅拌10min后，加入2.5g有机土，高速搅拌10min，取37.5ml的20％ca2cl2水溶液加入，高速搅拌20min，加入12.5g氧化钙，高速搅拌10min，再加入10g氧化沥青，高速搅拌10min，最后加入530g密度为4.25g/cm3的重晶石，搅拌20min，得到密度为2.0g/cm3的油包水钻井液，测试性能后装入老化罐经200℃热滚16h。
实施例2
按照实施例1的方法，区别仅在于，最后加入688g重晶石，得到密度为2.2g/cm3的油包水钻井液。
实施例3
按照实施例1的方法，区别仅在于，最后加入829g重晶石，得到密度为2.35g/cm3的油包水钻井液。
实施例4
按照实施例1的方法，区别仅在于，最后加入936g重晶石，得到密度为2.45g/cm3的油包水钻井液。
实施例5
按照实施例1的方法，区别仅在于，最后加入1122g重晶石，得到密度为2.60g/cm3的油包水钻井液。
实施例6
对实施例1-实施例5的油包水钻井液进行性能测定，结果参见表1。
表1
由表1可知，实施例1-实施例5的抗盐水侵的高密度油基钻井液的密度均大于2.0g/cm3，属于高密度钻井液，且钻井液密度最高可达到2.6g/cm3。热滚前后表观粘度和塑性粘度的变化幅度不大，破乳电压值维持在一个相对稳定的范围，高温高压滤失量保持在10ml以下。最高老化温度可达200℃。
对实施例4的油包水钻井液进行盐水侵污染实验，结果参见表2。
表2不同比例盐水侵后钻井液性能变化(盐水体积/钻井液体积)
由表2可知，随着盐水加量的增加，破乳电压逐渐下降，黏度逐渐增加。当盐水侵比例大于60％时，逐渐失去流动性。
注：表1和表2中，ρ为钻井液密度；av为表观黏度；pv为塑性黏度；yp为动切力；
以上实施例说明，本发明的抗盐水侵的高密度油基钻井液具有良好的乳化稳定性和抗高温性能。当盐水侵比例大于60％时，才逐渐失去流动性，热滚16h后，各项性能在热滚前相比基本保持不变，具有良好的乳化性能和抗高温性能，抗温可达200℃，沉降稳定性良好，hthp滤失量满足钻井需求，适用于高温高密度高盐水侵井的应用。