CN101974316A

CN101974316A - 一种钻井用钻井液

Info

Publication number: CN101974316A
Application number: CN2010105146961A
Authority: CN
Inventors: 刘书杰; 郑力会; 田冀; 韩子轩; 李玉光; 曹园; 王珊; 耿站立
Original assignee: China University of Petroleum Beijing; China National Offshore Oil Corp CNOOC; CNOOC Research Center
Current assignee: China National Offshore Oil Corp CNOOC; CNOOC Research Institute Co Ltd
Priority date: 2010-10-14
Filing date: 2010-10-14
Publication date: 2011-02-16
Anticipated expiration: 2030-10-14
Also published as: CN101974316B

Abstract

本发明公开了一种海上石油钻井用低温微泡钻井液。该钻井液包括水、碳酸钠、氢氧化钠、流型调节剂、发泡剂和稳定剂；所述水、碳酸钠、氢氧化钠、流型调节剂、发泡剂和稳定剂的质量份数比为100∶(0.1-0.3)∶(0.1-0.2)∶(0.3-0.4)∶(0.2-0.3)∶(0.1-0.4)。该射孔液还可以包括防塌抑制剂、粘土稳定剂、温度稳定剂和杀菌剂。本发明提供了一种海上石油钻井用低温微泡钻井液，其是一种新型的钻井液。在性能上，本发明的海上石油钻井用低温微泡钻井液除具备现有技术中常用泡沫类钻井液的特点外，还新增防漏堵漏的优点，且更具密度可调的特点。

Description

一种钻井用钻井液

技术领域

本发明涉及一种钻井液，具体涉及一种海上石油钻井用低温微泡钻井液。

背景技术

钻井液是用于钻井过程中平衡地层压力、保证安全顺利钻进的必备材料之一。钻井过程中，井漏是地层压力小于液柱压力时，钻井液、完井液、修井液等工作流体大量漏入地层的现象。井漏会引起井下事故或复杂情况，导致施工时间延长，作业成本增加，甚至是油气井报废，进而造成严重资源浪费和巨大经济损失。2003年，全球仅堵漏费用约为8亿美元，且不包括由井漏造成井下事故后处理事故所投入的资金。不仅如此，由于大量工作液进入油气层，造成储层产油气能力下降，还要投入更大的人力和物力来提高产量和采收率，影响了油田经济效益。因此，要提高油田经济效益，必须从根本上控制工作液漏失。然而，人类目前尚无法探知地层漏失通道存在与否，只能努力研发预防漏失和漏失后高效封堵地层的封堵材料。

为了防止钻井液漏入地层，或者漏失发生后能迅速成功封堵漏失通道，尽快恢复钻进，作业者使用了几乎所有的材料，包括橡胶、水泥、纤维、塑料、聚合物、无机胶凝、油溶性树脂、沥青、黏稠树脂、酸溶性堵漏材料、微化粉纤维等。但这些材料中，有的材料大小和形状与地层漏失通道大小和形状不匹配，控制漏失效果不理想；有的材料在高温作用下强度低、承压能力差；有的材料无法在钻井、完井或修井正常作业的同时，防止漏失和遇到漏失层后自行堵漏。

为改善封堵效果，研究人员从刚性材料入手，研究了材料大小与漏失通道大小的匹配问题，先后提出了1/3架桥规则、2/3架桥规则、孔喉网络模型、理想充填理论、D90充填规则、屏蔽暂堵分形理论，以及固相颗粒多组分滤失模型等，以期能计算出大小合适的封堵材料，全面封堵地层漏失通道。然而，由于地下储层孔隙大小、分布很不均匀，无法利用理论计算的材料大小封堵地层。同时，地下漏失通道的形状很不规则，用形状较规则的材料封堵形状不规则的漏失通道，效果肯定不尽人意。因此，上述研究理论有的仅在一定程度上解决了漏失问题，有的仅仅停留在理论层次上。

在封堵效果不理想的情况下，空气、雾、泡沫、可循环泡沫等气体型流体被用于油气井钻井、完井、修井作业。这些工作流体虽然能解决堵漏材料与漏失通道大小和形状的匹配问题，但这些流体除可循环泡沫外对地层稳定性要求较高，对地层流体适应性较差，无法完成深层油气井作业，而且需要特殊设备，从而限制了应用范围。而可循环泡沫仅在地下200m以上存在，微泡则在井深2000m以下不再存在，应用的井深较浅；同时，被生物、医学、农业、矿业等诸多领域应用的微泡，都是在基本常温常压下使用，没有涉及高温高压问题。

目前，大部分油气田处于开发中后期，漏失日趋严重，亟需控制油气井漏失的新方法和新材料。钻井是人类了解地层深部油气储集情况和建井开展油气生产的必须过程，油气勘探开发过程中钻遇漏失地层，将不能很好的平衡地层流体压力，引起井喷或井壁垮塌，钻井液漏失将使顺利钻进遇到许多困难，造成钻井成本大量增加，甚至油气井报废，无法正常建井。从目前来看，封堵漏失地层，改善钻井液的防漏堵漏性能，从而提高地层的承压能力是解决这一问题最可行的办法之一。

堵漏剂是已经证实的能够防止地层漏失的有效处理剂之一，但是堵漏剂颗粒及封堵半径难确定，易伤害储层，对于多套压力系统的地层，使用堵漏剂及泡沫类钻井液效果更差，不能很好的解决钻井中的钻井液漏失问题。氮气泡沫及可循环泡沫能够在一定程度上解决地层漏失问题。但氮气泡沫及可循环泡沫存在着成本高、密度调节困难、对多压力系统地层不适用等问题，这些不足限制了其在勘探开发中的应用。

发明内容

本发明针对海上漏失层钻进过程中，钻井液存在的不足，特别是堵漏材料与漏失通道匹配难，现场动用设备多，泡沫密度难调整等问题，提供一种海上石油钻井用低温微泡钻井液。

本发明提供的钻井液，包括水、碳酸钠、氢氧化钠、流型调节剂、发泡剂和稳定剂；所述水、碳酸钠、氢氧化钠、流型调节剂、发泡剂和稳定剂的质量份数比为100∶(0.1-0.3)∶(0.1-0.2)∶(0.3-0.4)∶(0.2-0.3)∶(0.1-0.4)。

上述钻井液中，所述流型调节剂可为黄原胶与硼交联剂的混合物；所述黄原胶与硼交联剂的质量份数比为：(1-2)∶1，如1∶1或2∶1。所述流型调节剂主要用于稳定所述微泡钻井液体系中的微泡，具有调节微泡射孔液流型作用。本发明的该流型调节剂与现有技术中其它具有类似作用的处理剂相比，不仅能够有效稳定微泡钻井液中的微泡，防止微泡上浮出现的气液分层、体系不稳情况发生，且能够调节微泡钻井液流型，使微泡钻井液在高剪切速率下黏度较低，从而具有良好的流变性，有利于破岩；在低剪切速率下黏度较高，有利于携带岩屑。并且，本发明的该流型调节剂与一般钻井液用处理剂配伍性良好，且该流型调节剂无毒、无害，为环境可接受型处理剂。本发明的流型调节剂适用于小于等于120℃的温度环境，是一种低温微泡钻井液流型调节剂。

上述钻井液中，所述黄原胶的数均分子量可为2×10⁶g/mol-2×10⁷g/mol，如2×10⁶g/mol、2×10⁷g/mol或1.5×10⁷g/mol；所述硼交联剂可为四硼酸钠或硼酸。

上述钻井液中，所述发泡剂可为十二烷基二甲基氧化胺与α-烯基磺酸钠(数均分子量可为300g/mol-320g/mol，具体可为300g/mol、310g/mol或320g/mol)的混合物；所述十二烷基二甲基氧化胺与α-烯基磺酸钠的质量份数比可为(1-2)∶1，如1∶1或2∶1。所述发泡剂主要用于在微泡钻井液体系内成核，该发泡剂能够降低气液表面张力，包裹随机械作用进入体相内气体，能够有效在微泡体系中充分形成气核。本发明的该发泡剂与现有技术中其它具有类似作用的处理剂相比，具有用量小、成核作用强的特点，还具有抗盐、抗钙能力强等特性。并且，本发明的该发泡剂与一般钻井液用处理剂配伍性良好，且该发泡剂无毒、无害，为环境可接受型处理剂。本发明的发泡剂适用于小于等于120℃的温度环境，是一种低温微泡钻井液发泡剂。

上述钻井液中，所述稳定剂可为石油醚、油酸山梨醇酯与十二醇的混合物；所述石油醚、油酸山梨醇酯与十二醇的质量份数比可为(1-3)∶2∶(5-7)，具体可为1∶2∶7、2∶2∶6或3∶2∶5。所述稳定剂主要用于在微泡气核外形成包裹气核的膜层，初步形成微泡结构。本发明的该稳定剂与现有技术中其它具有类似作用的处理剂相比，不仅能够有效降低气核与连续相间的表面张力，还能够在气核外形成包裹气核的高黏层，能够有效防止气核内气体逸出，保持气核稳定，提高微泡强度。并且，本发明的该稳定剂与一般钻井液用处理剂配伍性良好，且该稳定剂成分为碳水化合物，无毒、无害，为环境可接受型处理剂。本发明的稳定剂适用于小于等于120℃的温度环境，是一种低温微泡钻井液稳定剂。

上述钻井液还包括防塌抑制剂、粘土稳定剂、温度稳定剂和杀菌剂中至少一种；所述防塌抑制剂、粘土稳定剂、温度稳定剂、杀菌剂和水的质量份数比为(0.3-0.5)∶(2.0-3.0)∶(1.0-3.0)∶(0.1-0.3)∶100。

上述钻井液具体可为下述组成的钻井液：由水、碳酸钠、氢氧化钠、流型调节剂、发泡剂、稳定剂、防塌抑制剂、粘土稳定剂、温度稳定剂和杀菌剂组成，所述水、碳酸钠、氢氧化钠、流型调节剂、发泡剂、稳定剂、防塌抑制剂、粘土稳定剂、温度稳定剂和杀菌剂的质量份数比为100∶(0.1-0.3)∶(0.1-0.2)∶(0.3-0.4)∶(0.2-0.3)∶(0.1-0.4)∶(0.3-0.5)∶(2.0-3.0)∶(1.0-3.0)∶(0.1-0.3)。

上述钻井液中，所述水、碳酸钠、氢氧化钠、流型调节剂、发泡剂、稳定剂、防塌抑制剂、粘土稳定剂、温度稳定剂和杀菌剂的质量份数比具体可为100∶0.2∶0.1∶0.4∶0.3∶0.4∶0.3∶2.0∶1.0∶0.1、100∶0.2∶0.1∶0.3∶0.2∶0.1∶0.4∶2.5∶2.0∶0.2或100∶0.2∶0.1∶0.3∶0.2∶0.2∶0.4∶3.0∶3.0∶0.3。

上述钻井液中，所述防塌抑制剂可为聚丙烯酸钾，所述聚丙烯酸钾的数均分子量为5×10⁶g/mol-10×10⁶g/mol，如5×10⁶g/mol、10×10⁶g/mol或7×10⁶g/mol；聚丙烯酸钾易吸潮，溶于水，耐热性能好，具有絮凝、提粘、降失水、防塌等作用，能改善钻井液的流变性，能有效地包被钻屑，抑制地层造浆；所述粘土稳定剂可为环氧丙基三甲基氯化铵，该粘土稳定剂具有较强的抑制粘土和钻屑分散能力，可改善钻井液的抑制性，有利于固相控制和井壁的稳定；所述温度稳定剂可为PC-J10S稳定剂(该稳定剂为多种改性矿物材料、低聚物等按不同的颗粒级配复合而成；所述杀菌剂可为戊二醛。

上述钻井液中，所述水可为淡水或海水；所述海水可为中国南海、东海和渤海中任一海海水。

本发明提供了一种海上石油钻井用低温微泡钻井液，主要用作漏失地层钻进，是一种新型的防漏堵漏钻井液，其同时兼有降滤失、润滑的作用，配制简易，可作低压、漏失地层的钻井液。在性能上，本发明的海上石油钻井用低温微泡钻井液除具备现有技术中常用泡沫类钻井液的特点外，还新增防漏堵漏的优点，且更具密度可调的特点。在使用上，本发明克服了氮气泡沫配置设备庞杂、可循环泡沫密度控制困难的缺点，配制设备简易，密度调整便易。本发明解决了低压易漏地层钻井过程中易发生漏失的问题，可有效提高地层的承压能力。

具体实施方式

下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。

下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。

本发明下述实施例中的流型调节剂中的黄原胶和硼交联剂分别购买于山东阜丰发酵有限公司和济南多吉利工贸有限公司。

本发明下述实施例中的发泡剂中的十二烷基二甲基氧化胺和α-烯基磺酸钠分别购买于天津通达精细化工有限公司和天津开发区乐泰化工有限公司。

本发明下述实施例中的稳定剂中的石油醚、油酸山梨醇酯和十二醇分别购买于淄博景天经贸有限公司、江苏省海安石油化工厂和天津威泰化工贸易公司。

本发明下述实施例中的防塌抑制剂为聚丙烯酸钾，购买于河南新乡市富邦科技有限公司。

本发明下述实施例中的粘土稳定剂为环氧丙基三甲基氯化铵(小阳离子)，购买于河南新乡市富邦科技有限公司。

本发明下述实施例中的温度稳定剂为PC-J10S稳定剂，购买于湖北荆州嘉华科技有限公司，是由多种改性矿物材料、低聚物等按不同的颗粒级配复合而成。

本发明下述实施例中的杀菌剂为戊二醛，购买于湖北汉科新技术股份有限公司。

实施例1、海上石油钻井用低温微泡钻井液的配制

配方为：淡水400g、碳酸钠0.80g、氢氧化钠0.40g、流型调节剂1.60g(由黄原胶和四硼酸钠以质量份数比1∶1组成，其中，黄原胶的数均分子量为2×10⁶g/mol)、发泡剂1.20g(由十二烷基二甲基氧化胺与α-烯基磺酸钠(数均分子量为300g/mol)以质量份数比2∶1组成)、稳定剂1.60g(由石油醚、油酸山梨醇酯与十二醇以质量份数比3∶2∶5组成)、防塌抑制剂1.20g(聚丙烯酸钾，其数均分子量为5×10⁶g/mol)、粘土稳定剂环氧丙基三甲基氯化铵8.00g、温度稳定剂PC-J10S 4.00g和杀菌剂戊二醛0.40g。各组分的质量配比为水∶碳酸钠∶氢氧化钠∶流型调节剂∶发泡剂∶稳定剂∶防塌抑制剂∶粘土稳定剂∶温度稳定剂∶杀菌剂为100∶0.2∶0.1∶0.4∶0.3∶0.4∶0.3∶2.0∶1.0∶0.1。

按照上述配方，在搅拌条件下，向淡水中依次加入碳酸钠、氢氧化钠、流型调节剂、发泡剂、稳定剂、防塌抑制剂、粘土稳定剂、温度稳定剂和杀菌剂即得海上石油钻井用低温微泡钻井液，标记为1#钻井液。其中，搅拌的速度可以控制在5000rpm左右。

实施例2、海上石油钻井用低温微泡钻井液的配制

配方为：渤海海水400g、碳酸钠0.80g、氢氧化钠0.40g、流型调节剂1.20g(由黄原胶和硼酸以质量份数比2∶1组成，其中，黄原胶的数均分子量为2×10⁷g/mol)、发泡剂0.80g(由十二烷基二甲基氧化胺与α-烯基磺酸钠(数均分子量为320g/mol)以质量份数比1∶1组成)、稳定剂0.40g(由石油醚、油酸山梨醇酯与十二醇以质量份数比1∶2∶7组成)、防塌抑制剂1.60g(聚丙烯酸钾，其数均分子量为10×10⁶g/mol)、粘土稳定剂环氧丙基三甲基氯化铵(小阳离子)10.00g、温度稳定剂PC-J10S 8.00g和杀菌剂戊二醛0.80g。各组分的质量配比为水∶碳酸钠∶氢氧化钠∶流型调节剂∶发泡剂∶稳定剂∶防塌抑制剂∶粘土稳定剂∶温度稳定剂∶杀菌剂为100∶0.2∶0.1∶0.3∶0.2∶0.1∶0.4∶2.5∶2.0∶0.2。

按照实施例1中的方法配制得到海上石油钻井用低温微泡钻井液，标记为2#钻井液。

实施例3、海上石油钻井用低温微泡钻井液的配制

配方为：东海海水400g、碳酸钠0.80g、氢氧化钠0.40g、流型调节剂1.20g(由黄胶原和四硼酸钠以质量份数比2∶1组成，其中，黄原胶的数均分子量为1.5×10⁷g/mol)、发泡剂0.80g(由十二烷基二甲基氧化胺与α-烯基磺酸钠(数均分子量为310g/mol)以质量份数比1∶1组成)、稳定剂0.80g(由石油醚、油酸山梨醇酯与十二醇以质量份数比2∶2∶6组成)、防塌抑制剂1.60g(聚丙烯酸钾，其数均分子量为7×10⁶g/mol)、粘土稳定剂环氧丙基三甲基氯化铵(小阳离子)12.00g、温度稳定剂PC-J10S 12.00g和杀菌剂戊二醛1.20g。各组分的质量配比为水∶碳酸钠∶氢氧化钠∶流型调节剂∶发泡剂∶稳定剂∶防塌抑制剂∶粘土稳定剂∶温度稳定剂∶杀菌剂为100∶0.2∶0.1∶0.3∶0.2∶0.2∶0.4∶3.0∶3.0∶0.3。

按照实施例1中的方法配制得到海上石油钻井用低温微泡钻井液，标记为3#钻井液。

实施例4、实施例1、2和3的1#、2#和3#钻井液的性能测试

1、密度测定

用合适量程的钻井液用液体密度计，测量煤层气钻井用淡水基微泡钻井液密度。

2、塑性粘度、动切力和静切力的测定

2.1仪器

采用青岛同春石油仪器有限公司ZNN-D6型旋转粘度计，该粘度计是以电动机为动力的旋转型仪器。射孔液处于两个同心圆筒间的环形空间内。外筒(或称转筒)以恒速(rpm)旋转。转筒在射孔液中的旋转对内筒(或称悬锤)产生扭矩，扭力弹簧阻止内筒的旋转，而与悬锤相连的表盘指示悬锤的位移。

2.2测定程序

注意：仪器最高工作温度为93℃。如要测定温度高于93℃的钻井液，应使用实心的金属内筒或内部完全干燥的空心金属内筒。因为当浸入到高温钻井液中时，空心内筒内部的液体可能会蒸发而引起内筒的破裂。

2.2.1测量并记录钻井液的温度，以℃为单位表示。

2.2.2将1#、2#和3#钻井液注入到容器中，并使转筒刚好浸入至刻度线处。

2.2.3开启仪器，调节转速在600rpm档，待表盘读值恒定后，读取并记录表盘读值。

2.2.4调节转速在300rpm档，待表盘读值恒定后，读取并记录表盘读值。

2.3计算

按式(I)、式(II)分别计算塑性粘度、动切力。

PV＝θ₆₀₀-θ₃₀₀ (I)

YP = \frac{1}{2} (θ_{300} - PV)

(II)

式中：PV为塑性粘度，mpa·s；YP为动切力，Pa；θ₆₀₀、θ₃₀₀为600rpm、300rpm时的恒定读值，无量纲。

3、API失水测定

3.1仪器

采用青岛同春石油仪器有限公司生产的ZNS-1型中压失水仪进行测定。

3.2测定程序

3.2.1在泥浆杯中注入一定量(240mL)的泥浆至杯内刻线处，组装泥浆杯组件；

3.2.2将钻井液杯倒置，输气接头端向上装入放气阀使其旋转90°；

3.2.3将干燥的量筒放在排出管下面的底座处，对准泥浆杯滤水口用来接收滤液；

3.2.4打开气源，顺时针方向慢慢旋转减压阀组件调压器手柄，将压力调至0.69Mpa；

3.2.5待指针开始波动或有气流声进入泥浆杯时启动秒表记录滤失时间；

3.2.6以毫升为单位记录在30min滤液的体积(精确到0.1毫升)并作为API滤失量，同时记录钻井液样品的初始温度℃(°F)，保留滤液用作化学分析。

4、极压润滑性测定

4.1仪器

采用青岛同春石油仪器有限公司生产的“EP-2极压润滑仪”进行测定。

4.2测定程序

4.2.1开动仪器，使其在300rpm下运转15min，后调节转速为60rpm(偏差±5rpm)，待读数稳定后关闭电源，调整扭力扳手为零；

4.2.2安装滑块、滑环；

4.2.3将样杯中注满蒸馏水，使滑块滑环浸没其中，开机空转5min并检查转速表及扭力表是否处于调好状态。调节扭力扳手值为16.95N·s(150Psi)，调节转速为62rpm，此时的转速为标准转速，卸掉压力空转时调节读数为零；

4.2.4在标准转速下，迅速调节扭力扳手使扭力扳手的表盘值为16.95N·s(150Psi)，运转5min，此时的读书为28～48，记录读数(若不在此范围内则从新校正)。按下式计算校正因子：

4.2.5将样杯中注满待测的1#钻井液，使滑块滑环浸没其中，调节扭力扳手值为16.95N·s(150Psi)，调节转速为62rpm，记录此时的读数。按下式计算摩阻系数：

4.2.6按照3.2.5的方法分别测定2#钻井液和3#钻井液的摩阻系数。

5、堵漏性能测定

静态堵漏实验，使用改进的华北石油管理局钻井工艺研究院DLM-01A型堵漏模拟装置，选择40～60目砂做砂床堵漏实验。加驱压5.5MPa，回压0.5MPa，记录漏失量及堵漏时间。

动态堵漏实验，使用海安石油科研仪器有限公司疏松砂岩产能模拟系统，选取渗透率小于0.5～1.0μm²地层岩心或人造岩做岩心堵漏实验。加驱压5.5MPa，回压0.5MPa，剪切速率300s^-1，记录漏失量及堵漏时间。

6、岩心渗透率恢复值测定

按石油天然气行业标准SY/T6540-2002《钻井液钻井液损害油层室内评价方法》执行，使用海安石油科研仪器有限公司疏松砂岩产能模拟装置模拟钻井条件下对钻井液的储层保护效果进行研究和评价。

1#、2#和3#钻井液的特性参数分别如表1、表2和表3所示。

表1 1#钻井液的性能参数

表2 2#钻井液的性能参数

表3 3#钻井液的性能参数

从表1、表2和表3中的数据可以看出，本发明的钻井液的各项性能均在其指标内。

Claims

1.一种钻井液，其特征在于：包括水、碳酸钠、氢氧化钠、流型调节剂、发泡剂和稳定剂；所述水、碳酸钠、氢氧化钠、流型调节剂、发泡剂和稳定剂的质量份数比为100∶(0.1-0.3)∶(0.1-0.2)∶(0.3-0.4)∶(0.2-0.3)∶(0.1-0.4)。

2.根据权利要求1所述的钻井液，其特征在于：所述流型调节剂为黄原胶与硼交联剂的混合物；所述黄原胶与硼交联剂的质量份数比为(1-2)∶1。

3.根据权利要求2所述的钻井液，其特征在于：所述黄原胶的数均分子量为2×10⁶g/mol-2×10⁷g/mol；所述硼交联剂为四硼酸钠或硼酸。

4.根据权利要求1-3中任一所述的钻井液，其特征在于：所述发泡剂为十二烷基二甲基氧化胺与α-烯基磺酸钠的混合物；所述十二烷基二甲基氧化胺与α-烯基磺酸钠的质量份数比为(1-2)∶1。

5.根据权利要求1-4中任一所述的钻井液，其特征在于：所述稳定剂为石油醚、油酸山梨醇酯与十二醇的混合物；所述石油醚、油酸山梨醇酯与十二醇的质量份数比为(1-3)∶2∶(5-7)。

6.根据权利要求1-5中任一所述的钻井液，其特征在于：所述钻井液还包括防塌抑制剂、粘土稳定剂、温度稳定剂和杀菌剂中至少一种；所述防塌抑制剂、粘土稳定剂、温度稳定剂、杀菌剂和水的质量份数比为(0.3-0.5)∶(2.0-3.0)∶(1.0-3.0)∶(0.1-0.3)。

7.根据权利要求6所述的钻井液，其特征在于：所述钻井液由水、碳酸钠、氢氧化钠、流型调节剂、发泡剂、稳定剂、防塌抑制剂、粘土稳定剂、温度稳定剂和杀菌剂组成，所述水、碳酸钠、氢氧化钠、流型调节剂、发泡剂、稳定剂、防塌抑制剂、粘土稳定剂、温度稳定剂和杀菌剂的质量份数比为：100∶(0.1-0.3)∶(0.1-0.2)∶(0.3-0.4)∶(0.2-0.3)∶(0.1-0.4)∶(0.3-0.5)∶(2.0-3.0)∶(1.0-3.0)∶(0.1-0.3)。

8.根据权利要求6或7所述的钻井液，其特征在于：所述防塌抑制剂为聚丙烯酸钾；所述粘土稳定剂为环氧丙基三甲基氯化铵；所述温度稳定剂为PC-J10S稳定剂；所述杀菌剂为戊二醛。