用于深部钻井孔隙封堵和润湿调控的纳米乳液及其制备

1.本发明涉及钻井液技术领域，具体涉及一种用于深部钻井孔隙封堵和润湿调控的纳米乳液及其制备方法。


背景技术：

2.随着全球油气工业的发展，油气勘探领域由中浅层向深层和超深层延伸、资源类型由常规向非常规快速延伸。深层油气资源开发已成为国家油气发展的重要战略，井壁稳定是保证安全、高质量、高效率钻井的重要前提，而涉及井壁稳定问题中的多数更是由泥页岩失稳导致的，泥页岩井段井壁失稳是制约深层油气资源安全高效开采的技术“瓶颈”。因此，本行业对维护井壁稳定起关键性作用的钻井液技术提出了更高的要求。
3.现有的钻井液理论认为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；以及良好的微裂隙封堵能力。目前维持井壁稳定的研究侧重于抑制剂、抗高温降滤失剂的分子设计与合成，用于缓解钻井液和粘土矿物之间的相互作用，如各种无机盐、有机盐、天然聚合物、合成聚合物、石墨烯、离子液体和表面活性剂等，旨在抑制页岩渗透水化膨胀引起的井壁缩颈、钻头泥包的失稳问题；以及研发具有物理封堵作用的纳米颗粒，旨在封堵微裂隙从而降低因钻井液的渗入造成井壁微裂缝扩张引起坍塌掉块、卡钻等井下事故的失稳情况。然而，实际工程中，深井多为以裂隙型、硬脆性页岩为主的水化不稳定地层，页岩层存在发达的微纳米孔隙和裂缝，遇到水基钻井液后会引起井壁强度降低，经常出现井壁掉块、坍塌等严重的井下事故，且井下高温高压，对处理剂的耐温性要求很高。一方面，对于这种孔隙发育的深部页岩层而言，常规的抑制剂和降滤失剂作用效果不好且普遍耐温性较差，再加之页岩层通常具有极低的渗透性，因此不能形成有效的滤饼；另一方面，虽然近些年对于使用纳米材料封堵孔隙以维持井壁稳定得到了大量研究（如纳米sio2、tio2、zno、fe2o3、多壁碳纳米管等），然而，纳米颗粒在钻井液中的分散性较差，纳米颗粒间的聚结会削弱其堵塞能力，尽管聚合物/纳米颗粒复合材料在钻井液中具有较好的分散性，与页岩基质的相互作用也较强，但在高温高压条件下也会削弱相互作用，导致其封堵性能相对较差，因此，深井井壁失稳问题仍然面对巨大的挑战。
4.现有的钻井液体系大多在高温环境中受到限制，其抑制作用较弱，封堵孔隙性能较差，因此亟需提供一种耐高温且兼具强抑制及强封堵孔隙以稳定井壁的处理剂配方体系。
5.大量研究证明硅酸盐类钻井液对井壁岩石产生封堵作用，带负电的硅酸盐聚集体容易扩散进入页岩孔隙中，会形成三维网状凝胶结构，同时可能与地层水中的钙镁离子等反应生成不溶沉淀物，产生的物理屏障可以防止水的侵入。但对硅酸盐体系在高温下的成膜封堵研究较少，我们在发明专利cn109735314a中提出了有机-无机复合硅酸盐的高温成膜作用，使钻井液能在泥页岩等强水敏性地层或微裂隙孔壁上形成一种高质量的膜，封堵孔隙、减弱、或阻止水侵入地层，维持井壁稳定。上述专利中的钻井液虽然能够满足一定的使用需求，但是在降低水与页岩之间的作用力以及抗水侵蚀性能方面欠佳，因此需要进一
步优化改进。


技术实现要素：

6.有鉴于此，本发明的目的是针对现有钻井液体系存在的问题，提供一种深部钻井孔隙封堵和岩石表面润湿性调控的纳米乳液及其制备方法，能在高温环境中达到强抑制、封堵孔隙以及调控岩石表面润湿性的效果，从而维持井壁稳定。
7.本发明所采用的技术方案为：一种用于深部钻井孔隙封堵和润湿调控的纳米乳液，由水和以下原料组成：有机硅酸盐、无机硅酸盐、主表面活性剂、助表面活性剂、有机硅化合物，各原料的用量为以水的重量计，有机硅酸盐用量为水重量的1%～5%，无机硅酸盐用量为水重量的0.5%～5%，主表面活性剂用量为水重量的0.1%～1%，助表面活性剂用量为水重量的0.5%～3%，有机硅化合物的用量为水重量的0.5%～5%。
8.所述有机硅酸盐选自甲基硅酸盐、乙基硅酸盐或丙基硅酸盐。
9.进一步优选，甲基硅酸盐例如甲基硅酸钾、甲基硅酸钠；乙基硅酸盐例如乙基硅酸钾、乙基硅酸钠；丙基硅酸盐例如丙基硅酸钾，丙基硅酸钠。
10.所述无机硅酸盐选自硅酸盐a、硅酸盐b或硅酸盐c，硅酸盐a为模数在2.6～3.5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3.5～8之间的硅酸锂。
11.所述的主表面活性剂为阴离子表面活性剂、阳离子表面活性剂、非离子表面活性剂或两性离子表面活性剂中的一种或多种组合；进一步优选，所述阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸钠或十二烷基磷酸酯；进一步优选，所述阳离子表面活性剂为十六烷基三甲基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵或二甲基十八烷基氯化铵；进一步优选，所述非离子表面活性剂为异构十醇聚氧乙烯醚，所述两性离子表面活性剂为卵磷脂或十二烷基甜菜碱。
12.所述的助表面活性剂选自硅烷偶联剂中的一种或几种组合，通式为ysix3，x通常是可水解的基团，例如为甲氧基、乙氧基、甲氧基乙氧基或乙酰氧基，这些基团水解时生成硅醇；y是非水解基团，例如是乙烯基或末端带有氨基、环氧基、甲基丙烯酰氧基、巯基或脲基的羟基。
13.进一步优选，具体的助表面活性剂如γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷、3-氨丙基三甲氧基硅烷、3-氨丙基三乙氧基硅烷、γ-缩水甘油醚氧丙基三甲氧基硅烷、γ-巯丙基三甲氧基硅烷。
14.所述的有机硅化合物选自有机烷氧基硅烷、氟硅烷或有机聚硅氧烷中的一种或多种组合。
15.所述有机烷氧基硅烷的通式为rnsi(or
′
)
4-n
，r或r
′
为相同或不同的有机基。n为1~3。
16.进一步优选，所述有机烷氧基硅烷具体选自甲基三甲氧基硅烷、甲基三乙氧基硅烷、辛基三甲氧基硅烷、辛基三乙氧基硅烷、十二烷基三甲氧基硅烷、十二烷基三乙氧基硅
烷、十六烷基三甲氧基硅烷、十六烷基三乙氧基硅烷、十八烷基三甲氧基硅烷或十八烷基三乙氧基硅烷。
17.进一步优选，所述氟硅烷具体选自（3，3，3-三氟丙基）甲基二甲氧基硅烷、（3，3，3-三氟丙基）甲基二乙氧基硅烷、（3，3，3-三氟丙基）三甲氧基硅烷、（3，3，3-三氟丙基）三乙氧基硅烷、全氟癸基三甲氧基硅烷、十七氟癸基三乙氧基硅烷或十七氟辛基三甲氧基硅烷。
18.进一步优选，所述有机聚硅氧烷具体选自三乙氧基封端聚二甲基硅氧烷、聚二甲基硅氧烷、聚二乙基硅氧烷或乙烯基封端聚二甲基硅氧烷。
19.制备纳米乳液的方法，包括以下步骤：1）取定量水；2）向水中加入水量0.1%～1%的主表面活性剂搅拌均匀；3）分别向步骤2）的溶液中加入水量1%～5%的有机硅酸盐和水量0.5%～5%的无机硅酸盐后搅拌均匀；4）向步骤3）溶液中分别加入水量0.5%～3%的助表面活性剂和水量0.5%～5%的有机硅化合物后搅拌均匀得到所需纳米乳液。
20.通过上述设计方案，本发明可以带来如下有益效果：采用本发明原料以及方法制备得到的纳米乳液一方面可以在常温条件下稳定存储1年以上，不发生聚结、絮凝、沉降。且该纳米乳液经过高温处理后依旧保持稳定状态，不发生聚结、絮凝、沉降，表明纳米乳液热稳定性好，可以耐高温，适用于高温深井；另一方面，该纳米乳液表现出良好的抑制性能和封堵性能，同时能够调控岩石表面的亲疏水性，有效防止水对井壁的破坏。
21.常温条件下，易发生水化膨胀的膨润土试样在纳米乳液中浸泡24 h后的线性膨胀率为52%，与清水112%的膨胀率相比，降低了60%。尤其在高温环境中，纳米乳液能实现更好的抑制效果，在180 ℃高温下热滚16 h回收后的页岩回收率可以达到106%，而清水中页岩回收率为22.4%；这是因为纳米乳液在高温条件下能够在岩石表面形成一种疏水矿物膜结构以抑制页岩水化的同时增重，且页岩表面润湿性可以在9
°‑
155
°
之间调控。同时纳米乳液也表现出很好的封堵性，使用纳米乳液封堵后的砂片滤失量与封堵前相比降低了80%；经纳米乳液处理后的岩心抗压强度较原始岩心增加了2.6%，表现出良好的固壁能力。本发明提出的纳米乳液不仅具有抑制性，还可以实现微纳米孔隙的封堵，调控岩石表面亲疏水性来预防水对岩石破坏的同时还提高了岩石抗压强度，能更好地满足井壁稳定、安全钻井的需求，达到了强抑制、封堵和化学固壁的目的。
22.本发明中所称的高温成膜，调控亲疏水性反应机理如图1所示。本发明中，在特定的表面活性剂的作用下，有机硅化合物与有机硅酸盐、无机硅酸盐发生反应，在二氧化硅上成功接枝了长链聚硅氧烷，使得原来亲水的二氧化硅膜变成了疏水性的膜，可以阻止水对地层造成破坏作用，从而实现物理封堵和化学固壁，一方面降低岩石表面自由能，阻止水向井壁岩石裂缝或孔隙的渗透，防止页岩地层水化失稳；另一方面封堵孔隙，提高井壁岩石内聚强度、增强岩石胶结力从而增强井壁强度。
附图说明
23.图1为本发明的反应机理图；
图2为实施例1和对比例1的线性膨胀率；图3为实施例2纳米乳液的存储状态以及经过高温处理后的纳米乳液状态；图4为不同实施例纳米乳液和对比例中回收的岩屑页岩回收率。
24.图5为在不同实施例纳米乳液中回收的岩屑照片（a
1-实施例3，b
1-实施例4，c
1-实施例5，d
1-实施例6），以及砂片（a
2-实施例3，b
2-实施例4，c
2-实施例5，d
2-实施例6）；图6为在不同实施例纳米乳液中回收的岩屑表面扫描电镜照片（a-实施例3，b-实施例4，c-实施例5，d-实施例6）；图7为实施例7的乳液照片（a），静置20min后的乳液照片（b），经过该乳液热滚后的回收页岩岩屑图片（c）；图8为经过实施例8乳液热滚后的回收页岩岩屑图片以及接触角图片；图9为实施例9得到乳液的图片；图10为实施例10中回收的页岩岩屑图片以及水接触角图片(a)，砂片图片（b）；图11为实施例11中回收的页岩岩屑图片；图12为实施例12乳液中回收的岩屑图片（a）及其扫描电镜图片（b）。
具体实施方式
25.下面结合实施例来说明本发明的具体实施方式，但以下实施例只是用来详细说明本发明，并不以任何方式限制本发明的范围。
26.实施例1：本实施例配制好的纳米乳液其配制组分为：150 ml的蒸馏水、10 g甲基硅酸钾（液态、含量40%）、3.8 g硅酸锂（模数4.8，液体，含量22%），0.56 g 十二烷基苯磺酸钠，2.1 g γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷，1.6 g 正辛基三乙氧基硅烷。
27.配制时的步骤为：1）室温条件下，取定量水；2）向水中加入十二烷基苯磺酸钠搅拌均匀；3）分别向步骤2）的溶液中加入甲基硅酸钾和硅酸锂后搅拌均匀；4）向步骤3）溶液中分别加入 γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷和正辛基三乙氧基硅烷后搅拌均匀得到所需纳米乳液。
28.在常温环境进行线性膨胀率测试，常温条件下膨润土试样在纳米乳液中浸泡24 h，计算其线性膨胀率，使用的膨润土试样为5 g膨润土在10 mpa压力条件下压制5 min获得的泥饼，其线性膨胀率详见图2。
29.对比例1：清水在常温环境进行线性膨胀率测试，常温条件下膨润土试样在清水中浸泡24 h，计算其线性膨胀率。
30.结果表明常温条件下膨润土试样在纳米乳液中浸泡24 h后的线性膨胀率为52%，与清水112%相比，降低了60%。说明本发明的纳米乳液具有良好的抑制性能。
31.实施例2：本实施例配制好的纳米乳液其配制组分为：300 ml的蒸馏水、20 g甲基硅酸钾（液态、含量40%）、7.5 g硅酸锂（模数5，液体，含量22%），1.13 g 十二烷基苯磺酸钠，4.2 g γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷，3.1g 正辛基三乙氧基硅烷。配制过程参考实施例1。
32.将配制好的纳米乳液常温条件下存储一年，观察乳液稳定性，并将该纳米乳液放置180 ℃加热炉中滚动16 h，观察纳米乳液稳定性，结果见图3。结果表明，纳米乳液可以在常温条件下稳定存储1年以上，不发生聚结、絮凝、沉降。且该纳米乳液经过180 ℃高温热滚后依旧保持稳定，不发生聚结、絮凝、沉降，热稳定性良好。
33.实施例3：本实施例配制好的纳米乳液其配制组分为：300 ml的蒸馏水、21 g甲基硅酸钾（液态、含量40%）、10 g硅酸钾（模数2.5，液体，含量30%），1.13g 十二烷基苯磺酸钠，4 g γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷， 2 g 十二烷基三乙氧基硅烷。
34.配制过程参考实施例1，同时配制两组，将配制好的两组纳米乳液分别装入两个高温老化反应釜中，分别放入20 g 6-10目页岩岩屑 (尺寸范围1.7 mm-3.35 mm)、直径为62.5 mm的砂片（孔隙范围10-50微米），安装好老化反应釜后将其放入热滚炉中在180 ℃高温条件下以60 r/min速度滚动16 h。结束冷却至室温后，将岩屑过40目筛网进行回收，将回收的岩屑和砂片在流动的自来水下冲洗一分钟后，放入烘箱中105 ℃加热4 h烘干水分。每组实验重复三次，页岩回收率由以下公式计算：；其中，m为回收烘干后的岩屑的质量。结果为三次实验平均值，结果如图4所示。
35.另外，对回收的岩屑和砂片进行水接触角测试、扫描电镜测试以及封堵测试，其中，封堵测试是将封堵后的砂片放入滤失量测量仪中，测试1 mpa压力下、30 min内通过2%土浆的滤失量，下同，测试结果如图5、6和表1所示。
36.实施例4：本实施例配制好的纳米乳液其配制组分为：280 ml的蒸馏水、19.8 g甲基硅酸钾（液态、含量40%）、7.2 g硅酸锂（模数4.8，液体，含量22%），1 g 十二烷基苯磺酸钠，4.2 g γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷， 3.1 g 正辛基三乙氧基硅烷。
37.配制过程参考实施例1，考察本实施例纳米乳液的对回收的岩屑和砂片进行水接触角测试、扫描电镜测试以及封堵测试，测试方式同实施例3，测试结果如图5、6，表1所示。
38.实施例5：本实施例配制好的纳米乳液其配制组分为：300 ml的蒸馏水、22.4 g甲基硅酸钾（液态、含量40%）、15 g硅酸钠（模数3.3，液态，含量40%），1.13g 十二烷基硫酸钠，4 g 3-氨丙基三甲氧基硅烷，9g （3，3，3-三氟丙基）甲基二甲氧基硅烷。
39.配制过程参考实施例1，考察本实施例纳米乳液的对回收的岩屑和砂片进行水接触角测试、扫描电镜测试以及封堵测试，测试方式同实施例3，测试结果如图5、6，表1所示。
40.实施例6：本实施例配制好的纳米乳液其配制组分为：280 ml的蒸馏水、20 g甲基硅酸钠（液态、含量40%）、22.5 g硅酸钾（模数3.3，液态，含量40%），1 g 十二烷基磷酸酯， 3.1 g γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷，2.1 g 三乙氧基封端聚二甲基硅氧烷。
41.配制过程参考实施例1，考察本实施例纳米乳液的对回收的岩屑和砂片进行水接触角测试、扫描电镜测试以及封堵测试，测试方式同实施例3，测试结果如图5、6，表1所示。
42.实施例7本实施例配制好的乳液其配制组分为：300 ml的蒸馏水、20 g甲基硅酸钾（液态、含量40%）、7.5 g硅酸锂（模数5，液体，含量22%），4.2 g γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷，3.1 g 正辛基三乙氧基硅烷。配制过程参考实施例1，考察本实施例乳液的页岩回收表面成膜状态如图7所示。
43.结果表明与实施例2有主表面活性剂的稳定的纳米乳液相比，无主表面活性剂时，
乳液呈现出明显的分层现象，且该实施例乳液静置20 min后，发生显著的絮凝现象，影响反应效果，热滚后乳液在岩屑表面无法形成一层保护膜，不满足需求。
44.实施例8本实施例配制好的乳液其配制组分为：280 ml的蒸馏水、19.8 g甲基硅酸钾（液态、含量40%）、7.2 g硅酸锂（模数4.8，液体，含量22%），1g 十二烷基苯磺酸钠，3.1 g 正辛基三乙氧基硅烷。配制过程参考实施例1，考察本实施例乳液热滚后的回收页岩岩屑图片以及接触角图片结果如图8。
45.结果表明纳米乳液当中无助表面活性剂时，与含有助表面活性剂纳米乳液配方的实施例4相比，尽管加入足量的有机硅化合物，但成膜润湿性完全不同，表现为亲水性，说明只有当适量的助表面活性剂存在时，使得反应更加充分，最终可以实现表面改性，膜由亲水变为疏水。
46.实施例9本实施例配制好的乳液其配制组分为：300 ml的蒸馏水、20 g甲基硅酸钾（液态、含量40%）、7.5 g硅酸锂（模数5，液体，含量22%），3.2 g重烷基苯磺酸钠（液体，含量35%）十二烷基苯磺酸钠，4 g γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷，2 g 正辛基三乙氧基硅烷。配制过程参考实施例1，乳液的外观结果如图9。结果表明当主表面活性剂的选择不满足需求时，生成明显的絮状物或水解严重，无法形成稳定的乳液，不满足使用需求。
47.实施例10本实施例配制好的乳液其配制组分为：300 ml的蒸馏水、21 g甲基硅酸钾（液态、含量40%）、10 g硅酸钾（模数2.5，液体，含量30%），1.13g 十二烷基苯磺酸钠，4 g 甲基三甲氧基硅烷，2 g 十二烷基三乙氧基硅烷。配制过程参考实施例1，考察本实施例回收的页岩岩屑图片以及水接触角图片(a)，砂片图片（b），结果如图10和表1所示。
48.结果表明，将助表面活性剂替换为等量的普通硅烷后，与实施例3相比，虽然可以在岩屑表面可以成膜，但是膜表现为亲水性，且滤失量为26.4 ml，封堵效率比实施例3降低了2倍，表明助表面活性剂不满足需求的条件下无法实现页岩表面的疏水性转变，且封堵效果大大减弱，尽管有机硅含量增加，但无法优化疏水和封堵效果。
49.实施例11本实施例配制好的乳液其配制组分为：300 ml的蒸馏水、21 g甲基硅酸钾（液态、含量40%）、8 g硅酸锂（模数4.9，液体，含量22%），1.13g 十二烷基苯磺酸钠，4 g γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷，2 g甲基氯硅烷。配制过程参考实施例1，考察本实施例回收的页岩岩屑图片结果如图11。结果表明此实施例乳液无法在页岩表面生成均匀的膜结构，且造成岩屑开裂，强度下降。
50.实施例12本实施例配制好的乳液其配制组分为：300 ml的蒸馏水、21 g甲基硅酸钾（液态、含量40%）、8 g硅酸钾（模数2.5，液体，含量30%），1.13g 十二烷基苯磺酸钠，4 g γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷，18 g 十六烷基三乙氧基硅烷。配制过程参考实施例1，结果如图12。
51.结果表明，当有机硅化合物用量过多时，页岩回收率为98%，小于实施例3的106.1%，表明该乳液虽然能在岩屑表面形成保护膜，但是膜为亲水膜，主要由纳米级丝状网
络构成，且用量过多的情况下，并未获得性能的优化，而在用量较小的情况下，可以得到超疏水的膜（实施例3），同时结合使用效果以及成本问题，有机硅化合物的用量应控制在合适的范围内。
52.对比例2：本对比例为350 ml清水，将清水装入高温老化反应釜中，分别放入20 g 6-10目页岩岩屑 (尺寸范围1.7 mm-3.35 mm)，安装好老化反应釜后将其放入热滚炉中在180 ℃高温条件下以60 r/min速度滚动16 h。结束冷却至室温后，将岩屑过40目筛网进行回收，将回收的岩屑在流动的自来水下冲洗一分钟后，放入烘箱中105 ℃加热4 h烘干水分。每组实验重复三次，页岩回收率计算方式同实施例3。
53.对比例3：未封堵的砂片，是将未封堵的砂片放入滤失量测量仪中，测试1 mpa压力下、30 min内通过2%土浆的滤失量。
54.表1.纳米乳液强化封堵前后封堵防漏性能评价页岩回收率用于评估纳米乳液的水化抑制能力。结果如图4所示，在清水中的页岩回收率为22.4%，表明泥页岩发生了严重的水化分散现象，而在实施例3、4、5、6的纳米乳液中的页岩回收率为106.1%，106.4%，100.2%以及103.4%。结果显示纳米乳液中的页岩回收率大于100%，说明纳米乳液不仅能够抑制页岩水化分散，还在页岩表面生成了新的物质从而增重，结合图5的结果分析可以发现：随着页岩表面疏水性的增强，页岩回收率也增大，且当疏水角大于150
°
后，回收率维持平衡在106%左右。
55.实施例3、4、5、6岩屑和砂片高温成膜的光学照片以及水接触角测试结果如图5所示，可以看出，四个实施例中的纳米乳液均具有良好的高温成膜特性，能够在岩石基体和砂片基体表面成膜，并附有不同的亲疏水效果。结果表明本发明纳米乳液能够通过调控乳液配方成分或浓度实现岩石表面原位高温成膜以及亲疏水性的调节。结合表1封堵测试的封堵防漏性能评价，相较于砂片未封堵前47.7 ml的高滤失量，经过实施例3-6的纳米乳液封堵后，滤失量为7.5~12.6 ml，降低了73.6-84.3%，表明纳米乳液能够封堵岩石和砂片微纳米孔隙，具有良好的封堵效果且展现了极高的封堵效率。
56.本发明通过扫描电镜进一步的明确纳米乳液的高温成膜及润湿性调控特性，如图6所示，结果表明调控乳液配方成分或浓度以实现岩石表面的亲疏水性的调节与表面微观结构密切相关，这主要归功于纳米乳液的分子结构设计，通过控制有机硅烷的水解和交联，即可控制反应的途径，从而影响晶核的生长以及有机官能团的接枝，最终实现岩石表面亲
疏水性的调控。
57.本发明涉及的纳米乳液通过多种途径保护页岩不受损害，维持井壁稳定。在地层温度的作用下，纳米乳液中的组分在高温下发生反应，能够在岩石表面成膜，封堵页岩微纳米孔隙，同时实现表面原位改性进而实现岩石亲疏水性的转变，降低岩石表面能，从而有效地防止水对页岩层的入侵，抑制水化膨胀和分散，在近井地带形成了疏水的晶体二氧化硅保护膜，并有效提高了承压能力，从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。因此，本发明可以应用于深部钻井，封堵孔隙、调控亲疏水性，达到维持井筒稳定的效果。
58.最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，本领域普通技术人员对本发明的技术方案所做的其他修改或者等同替换，只要不脱离本发明技术方案的精神和范围，均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。