CN103013470B

CN103013470B - 一种强抑制钻井液体系

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Publication number: CN103013470B
Application number: CN201210592769.8A
Authority: CN
Inventors: 杨兰田; 牛晓; 方静; 沈青云; 侯子旭; 贾晓斌; 周伟; 张平; 罗发强; 李双贵; 董秀民; 耿云鹏; 何仲; 方俊伟; 潘丽娟; 樊艳芳
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp
Priority date: 2012-12-31
Filing date: 2012-12-31
Publication date: 2015-11-25
Anticipated expiration: 2032-12-31
Also published as: CN103013470A

Abstract

本发明涉及一种强抑制钻井液体系，按加入水的质量为100%计，以质量百分比计，含有：膨润土浆2.5-4.5%，碱性调节剂0.1-0.3%，页岩抑制剂0.3-2.0%，金属离子聚合物0.2-0.4%，褐煤树脂2.0-5.0%，磺化酚醛树脂2.0-5.0%，阳离子乳化沥青1.0-3.0%，润滑剂0.5-3.0%，乳化剂0.2-0.8%，原油2.0-8.0%，以及超细碳酸钙1.0-3.0%。还提供了通式（I）化合物，R₁为H或CH₃；R₂为H，CH₃或C₂H₅；X为2-20之间的整数，作为页岩抑制剂中的应用。该化合物与阳离子乳化沥青在作为钻进液体系中的应用。所述钻井液体系对泥页岩抑制性强，页岩回收率高达90.33%，比自来水页岩回收率提高了35.02%以上；抗高温达150℃；老化前后润滑摩阻系数分别小于0.1；抗劣质土、盐、钙污染能力强；抑制性强、封堵效果好，钻井液的API失水小于4.5mL，HTHP失水小于12mL。

Description

一种强抑制钻井液体系

技术领域

本发明涉及一种钻井液体系，特别是涉及一种用于超深侧钻井泥岩强抑制钻井液体系。

背景技术

随着油田开发进入中后期，老井底水锥进，大部分井造成水淹，为了提高采收率和储量动用程度，采用侧钻井方式沟通井筒周围的缝洞储集体。目前，侧钻井成为提高油田奥陶系油藏采收率的有效方式之一。

泥岩地层钻井常常会发生井壁失稳复杂，由于泥岩遇水易发生水化分散、膨胀作用，从而降低岩石强度造成井壁垮塌。因此对钻井液的抑制性要求很高，而深井侧钻井往往会受井眼轨迹、地应力等多方面因素影响加大井壁垮塌的风险，要求钻井液必须具备良好的携岩性、抑制性和抗温性能。以保证钻井完井作业的安全顺利施工。

塔河油田就是一个例子，其主要勘探开发的地层为奥陶系储层，属缝洞型碳酸盐岩油藏，埋藏深度在5500m以深，地层温度在130-150℃。为实现避水要求，老井侧钻时需将造斜点上提至石炭系巴楚组或奥陶系桑塔木组泥岩地层，使轨迹在进入奥陶系储层之前形成一定的位移，避开原井筒水体，侧钻井眼将在巴楚组或桑塔木组泥岩段穿行100m左右，巴楚组、桑塔木组地层泥岩粘土矿物含量在20%以上，其中伊蒙混层高达40%，水化膨胀、分散特性极强，钻井过程中极易发生泥岩坍塌掉块，原钻井液体系很难满足要求。主要表现在现有钻井液体系抑制性和润滑性不足，在埋藏深度大于5000m以上侧钻井使用时，易出现钻具扭矩和摩阻过大，卡钻等井下复杂事故。

国外泥岩钻进时主要采用油基钻井液体系解决泥岩坍塌问题，该体系具有抗温性好、抑制泥岩水化特性极强等特点，但成本高、存在环境污染和安全隐患。国内研发的强抑制钻井液体系有甲基葡萄糖甙MEG钻井液、正电胶钻井液、聚合醇钻井液、甲酸盐钻井液等，均具有较强的抑制性，但这几种钻井液体系抑制剂加量大、成本高、抗盐能力差，不适合于侧钻井推广应用。

发明内容

本发明解决的技术问题是：克服在超深侧钻井中面临的泥岩井壁垮塌，寻找一种在该种条件下使用的钻井液体系。

本发明提供一种侧钻井强抑制钻井液体系，具有极强的抑制性能、封堵性能和润滑性，抗高温可达150℃，用于解决在超深侧钻井中面临的泥岩井壁垮塌问题。

具体来说，本发明是通过如下技术方案实现的：

一种钻井液体系，其特征在于，按加入水的质量为100%计，以质量百分比计，含有：

膨润土浆2.5-4.5%，

碱性调节剂0.1-0.3%

页岩抑制剂0.3-2.0%，

金属离子聚合物0.2-0.4%，

褐煤树脂2.0-5.0%，

磺化酚醛树脂2.0-5.0％，

阳离子乳化沥青1.0-3.0%，

润滑剂0.5-3.0%，

乳化剂0.2-0.8%，

原油2.0-8.0%，以及

超细碳酸钙1.0-3.0%。

其中，按加入水的质量为100%计，以质量百分比计，含有：

膨润土浆3.0-4.0%，优选为3.5%，

碱性调节剂0.15-0.25%，优选为0.2%，

页岩抑制剂0.5-1.5%，优选为1.0%，

金属离子聚合物0.25-0.35%，优选为0.3%，

褐煤树脂3.0-4.5%，优选为4.0%，

磺化酚醛树脂3.0-4.5％，优选为4.0％，

阳离子乳化沥青1.5-2.5%，优选为2.0%，

润滑剂1.0-2.0%，优选为1.5%，

乳化剂0.3-0.8%，优选为0.4%，

原油3.0-7.0%，优选为5.0%，以及

超细碳酸钙1.0-3.0%，优选为2.0%。

其中，还含有硫酸钡，其将所述钻井液体系的密度调整为1.10-1.80g/cm³。

其中，所述碱性调节剂为烧碱和/或纯碱中的一种或两种。

其中，所述页岩抑制剂结构为通式（I）：

其中，R₁为H或CH₃；R₂为H，CH₃或C₂H₅；X为2-20之间的整数。

其中，所述的褐煤树脂是由磺甲基化酚醛树脂与磺甲基化褐煤缩聚而成。

优选为褐煤树脂SHC，SPNH

其中所述的磺化酚醛树脂为磺甲基化酚醛树脂；

优选为磺甲基化酚醛树脂CXB-1

其中所述阳离子乳化沥青的软化点为140-160℃，优选荧光级别小于4级，更优选是由沥青粉乳化而成。

优选为高软化点乳化沥青RHJ-3。

其中所述的润滑剂选自植物油和/或矿物油中的一种或几种。

其中所述的乳化剂是失水山梨醇脂肪酸脂（SP-80）。

其中所述碳酸钙的平均粒径为20微米以下，优选碳酸钙的平均粒径为2-16微米。

其中所述的金属离子聚合物是由层状金属氢氧化物与烯丙基单体聚合物缩聚而成。

优选为复合金属两性聚合物PMHC

通式（I）的化合物：

其中，R₁为H或CH₃；R₂为H，CH₃或C₂H₅；X为2-20之间的整数，在作为页岩抑制剂中的应用。

通式（I）的化合物：

其中，R₁为H或CH₃；R₂为H，CH₃或C₂H₅；X为2-20之间的整数，以及阳离子乳化沥青在作为钻进液体系中的应用。

本发明的有益效果如下：

本发明通过页岩抑制剂的应用，提高钻井液体系的抑制性能，有效防止井壁岩层吸水膨胀和分散性能，提高井壁稳定性；通过高软化点乳化沥青的应用，有效提高钻井液体系护壁和降低高温高压滤失性能，改善泥饼质量，满足深度大于5000m以上侧钻井使用要求。

本发明有一种新型的有机胺强效页岩抑制剂HPA，并利用一种低荧光高软化点阳离子乳化沥青加强钻井液体系的封堵性能，减小压力传递，此外优选了抑制剂金属离子聚合物，通过协同抑制作用，达到很好的防塌效果；在此基础上，加入磺化类材料提高钻井液的抗高温性能，加入一种高效润滑剂和少量原油，提高钻井液的润滑性。对泥页岩抑制性强，页岩回收率高达90.33%，自来水页岩回收率55.31%，提高了35.02%%以上；抗高温达150℃；老化前后润滑摩阻系数分别小于0.1；抗劣质土、盐、钙污染能力强；抑制性强、封堵效果好，钻井液的API失水小于4.5mL，HTHP失水小于12mL。

附图说明

图1页岩抑制剂的HPA的红外光谱图。

1-甲基亚甲基伸缩振动峰，2-伯胺弯曲振动峰，3-C-N伸缩振动峰。

图2A型无渗透钻井液滤失仪。

1-支架，2-桶盖，3-筒体，4-输气管，5-减压器，6-底盖，7-量筒，8-减压阀组件。

图3：加压阀组件放大图。

9-浮动阀芯，10-调压手柄，11-减压阀，12-气源接头，13-放气阀杆。

图4：TH10410CH2井的井径曲线。

图5：TK227CH井的井径曲线。

具体实施方式

为充分说明本发明所解决的技术问题和达到的技术效果，通过下述具体实施方式和实施例对本发明进行详细说明。

本发明是针对油田埋藏深度深的超深井，底层温度高，极易发生泥岩坍塌掉块的技术问题，开发的一种低成本的水基钻井液体系。其中所述钻井液体系，以加入水的质量为100%计，按质量百分比计，含有膨润土浆

2.5-4.5%，页岩抑制剂0.3-2.0%，金属离子聚合物0.2-0.4%，褐煤树脂2.0-5.0％，磺化酚醛树脂2.0-5.0%，阳离子乳化沥青1.0-3.0%，润滑剂0.5-3.0%，乳化剂0.2-0.8%，原油2.0-8.0%，以及超细碳酸钙1.0-3.0％，后加入硫酸钡将上述钻井液体系的密度调节到1.10-1.80g/cm³。

本发明的超深侧钻井泥岩强抑制钻井液体系，该体系的基浆配方为：2.5-4.5%膨润土+0.1-0.3%烧碱+0.1-0.3%纯碱+1.0-3.0%超细碳酸钙，在基浆基础上加入一定浓度的金属离子聚合物，改善基浆的结构能力，提高其抑制性；加入一定浓度的褐煤树脂、磺化酚醛树脂增强体系的抗高温性能；加入高软化点沥青提高钻井液的封堵性、高效润滑剂改善钻井液的润滑性；混入原油、乳化剂钻井液的润滑性大大加强，最后加入一定浓度的聚胺，岩屑回收率高达90.33%，得出体系的最终配方为：按加入水的质量为100%计，按质量百分比计，膨润土浆2.5-4.5%，碱性调节剂0.1-0.3%，页岩抑制剂0.3-2.0%，金属离子聚合物0.2-0.4%，褐煤树脂2.0-5.0％，磺化酚醛树脂2.0-5.0％，阳离子乳化沥青1.0-3.0％，润滑剂0.5-3.0％，乳化剂0.2-0.8%，原油2.0-8.0%，超细碳酸钙1.0-3.0%，硫酸钡，以及余量为水。

优选地，按加入水的质量为100%计，按质量百分比计，含有膨润土浆3.0-4.0%，优选为3.5%，碱性调节剂0.15-0.25%，优选为0.2%，页岩抑制剂0.5-1.5%，优选为1.0％，金属离子聚合物0.25-0.35%，优选为0.3％，褐煤树脂3.0-4.5％，优选为4.0％，磺化酚醛树脂3.0-4.5％，优选为4.0％，阳离子乳化沥青1.5-2.5%，优选为2.0%，润滑剂1.0-2.0%，优选为1.5%，乳化剂0.3-0.8%，优选为0.5%，原油3.0-7.0%，优选为5.0％，超细碳酸钙1.0-3.0％，优选为2.0%，硫酸钡，以及余量为水。

在一种优选的实施方式中，所述碱性调节剂为烧碱和/或纯碱中的一种或两种，以保证本发明的钻井液体系为碱性体系。

在一种优选的实施方式中，所述的褐煤树脂是由磺甲基化酚醛树脂与磺甲基化褐煤缩聚而成，优选为褐煤树脂SHC，SPNH。

在一种优选的实施方式中，所述的磺化酚醛树脂为磺甲基化酚醛树脂；优选为磺甲基化酚醛树脂CXB-1

在一种优选的实施方式中，所述阳离子乳化沥青的软化点为140-160℃，优选荧光级别小于4级，更优选是由沥青粉乳化而成。

所述高软化点沥青RHJ-3可以是商购的，也可以是发明人自己制备的。

在一种优选的实施方式中，所述的润滑剂选自植物油和/或矿物油中的一种或几种。

在一种优选的实施方式中，所述的金属离子聚合物是由层状金属氢氧化物与烯丙基单体聚合物缩聚而成。金属离子聚合物优选为复合金属两性聚合物PMHC，该两性聚合物为阳离子型，

所述PMHC为复合金属离子聚合物，是在无机正电胶（层状金属离子聚合物）的基础上接枝烯丙基单体聚合物，充分发挥无机正电胶干粉的抗盐提切性能，聚合物的降滤失性能，从而获得一种性能优异的无机有机两性离子聚合物处理剂。该产品克服了无机正电胶絮凝能力过强的缺点，将其引入到本发明的钻井液体系，充分发挥了无机、有机聚合物分子结构互补的优点，实现其抗温、抗盐和降滤失的多种性能优势。

阴、阳、非离子多元聚合物及金属离子与正电胶MMH的复合体。产品外观呈白色或灰色细颗粒或粉末。其主要用于改善基浆的结构能力，提高其抑制性；

其中所述膨润土浆是钻井液体系的基浆的主要成分，在其基础上加入烧碱、纯碱和超细碳酸钙形成基浆。

其中所述超深井是指井深大于4500m的深井。

其中所述的页岩抑制剂为胺基页岩抑制剂HPA，胺基页岩抑制剂HPA是由聚醚催化氨化的产物。胺基页岩抑制剂应用于水基钻井液体系中，可配制出高抑制性水基钻井液体系，该体系可以抑制大多数活性页岩的水化膨胀、稳定井壁；能够包被钻屑，有利于井眼清洁。其分子结构如下：

胺基页岩抑制剂HPA分子结构与传统有机阳离子型铵类抑制剂不同，不含长碳链和季铵盐阳离子基团。有机胺可以充填在粘土层间并把它们束缚在一起，有效地减小粘土的吸水倾向，胺基通过金属阳离子吸附在粘土表面，或者是在离子交换中取代了金属阳离子形成了对粘土的束缚，正是由于胺基独特的束缚作用，层间水不会从层间排出。另外，有机胺有一定降低表面张力和提高粘土浆pH值的作用，对粘土颗粒的Zeta电势影响不大，因此，它们在抑制钻屑分散的同时，能吸附在钻屑和泥页岩表面，形成涂层，阻止了滤液的侵入，有效阻止泥页岩水化分散，起到稳定井壁的作用效果。

本发明采用美国尼高力公司NEXUS670型红外光谱仪对胺基页岩抑制剂HPA的分子结构进行了表征测定，扫描范围为4000～400cm^-1，液体样为液膜法。测定的红外谱图见图1。

本发明是在超深井的塔河油田的石炭系巴楚组和奥陶系桑塔木组泥岩矿物成分分析和水化理化性能分析的基础上，通过对这两个地层泥岩坍塌机理和防塌机理的研究，研制出一种超深侧钻井泥岩强抑制钻井液体系。该体系的配方为：2.5-4.5%膨润土浆+0.3-2.0%页岩抑制剂+0.2-0.4%金属离子聚合物+3.0-5.0%褐煤树脂+3.0-5.0%磺化酚醛树脂+2.0-3.0%高软化点阳离子乳化沥青+0.5-3.0%润滑剂+0.2-0.8%乳化剂+2.0-8.0%原油+1.0-3.0%超细碳酸钙。本发明有一种新型的有机胺强效页岩抑制剂HPA，并利用一种低荧光高软化点阳离子乳化沥青加强钻井液体系的封堵性能，减小压力传递，此外优选了抑制剂金属离子聚合物，通过协同抑制作用，达到很好的防塌效果；在此基础上，加入磺化类材料提高钻井液的抗高温性能，加入一种高效润滑剂和少量原油，提高钻井液的润滑性

通过上述方式得到的本发明钻井液体系具有如下优点：

对泥页岩抑制性强，页岩回收率高达90.33%，比自来水页岩回收率55.31%，降低提高了35.02%%以上；抗高温达150℃；老化前后润滑摩阻系数分别为小于0.1；抗劣质土、盐、钙污染能力强；抑制性强、封堵效果好，钻井液的API失水小于4.5mL，HTHP（高温高压）失水小于12mL。

实施例

下面通过具体的实施例来阐述本发明，本领域技术人员应当理解的是，这不应被理解为对本发明权利要求保护范围的限制。

下面对本发明使用的试剂和测定方法说明如下:

PMHC：疆龙公司，批号20120211

QS-2：迪源公司，批号20120109

SHC：新乡三鑫，批号20120125

CXB-1：库尔勒嘉田石油技术开发有限公司，批号20120119

RHJ-3：河南龙翔石油助剂有限公司，批号20120219

其中实施例1-4使用的是该商购的RHJ-3。

RHJ-3也可以通过如下方法制备得到：

将渣油沥青在高温高压（135℃，1.5MPa）条件下充分氧化，氧化后的软化点温度140~160℃，形成高软化点沥青粉。然后将高软化点沥青粉与石蜡一起溶于无荧光工业白油中，再在复合乳化剂（SPAN-80与TUWEEN-601:1比例混合）存在的条件下，通过高速（12000RPM）的乳化头乳化进行乳化，生产出水包油的乳状液，即为成品RHJ-3。其中，SPAN-80（斯盘80）购于上海助剂厂，批号为2012.1.12；TUWEEN-60（吐温60）购于上海助剂厂，批号为2012.1.12；实施例6-9使用的RHJ-3是上述方法制备的。

HPA：河南龙翔石油助剂有限公司，批号20120109

SP-80：上海助剂厂，批号2012215

改性沥青：新乡三鑫，批号20120127，软化点为90℃。

砂床滤失性评价测定方法是使用FA型无渗透钻井液滤失仪进行测定的均可，在实施例6-10中使用的是FA型无渗透钻井液滤失仪如下：

1.结构：FA型无渗透钻井液滤失仪结构见图2，其主要包括：1-支架，2-桶盖，3-筒体，4-输气管，5-减压器，6-底盖，7-量筒，8-减压阀组件。其中减压阀的局部放大图见图3，其主要包括9-浮动阀芯，10-调压手柄，11-减压阀，12-气源接头，13-放气阀杆。

2.工作原理：

该仪器是指压差为100psi的无渗透滤失测定仪。该仪器是在不加滤纸的滤网上，将砂子倒入筒状可透视的筒体中的滤网上，再倒入钻井液，上紧杯盖，接通气源将压力调至100psi打开放气阀,气源进入筒体中。仪器的过滤面积为18±0.60cm²。压力是由经过调节器的气体提供。透过杯体观察钻井液渗透情况和回收测量滤失量。

3、操作步骤

1）、确认仪器各部件皆清洁干燥，“○”型圈完好无损。

2）、筒体按顺序组装使用，将底盖内放入橡胶圈、滤网压圈、橡胶圈。筒体上有两圆柱销使其对准底盖两开口放入逆时针拧紧。

3）、将一定量的20目～40目或者60目～80目的砂子倒人筒体3内滤网之上至刻线。再使塑料漏斗置于筒体上将钻井液注入钻井液杯内砂子之上至刻线。

4）、将注入钻井液的筒体放于支架上，旋转手柄，使桶盖2和钻井液筒垂直方向压合密封。

5）、将干燥的量筒放在排出管下面的量筒座上，调整量筒对准钻井液杯滤水口处用来接收滤液。

6）、将气源接通减压阀，并使压力升至145psi。

7）、旋转减压阀调压器手柄，将压力调至100psi。

8）、打开减压阀浮动阀芯，压力表指针波动或有气流声进入钻井液杯或通气管。滤失仪滤失开始。

9）、实验完毕，关闭减压阀浮动阀芯，（此时筒体内余气排出）

10）、在确定杯内压力全部被放掉的前提下，旋转手柄，提起顶盖从支架上取下筒体，倒掉钻井液，小心地拆开钻井液杯组件。

11）、实验完毕。打开螺帽，放掉打气筒内余气。松开减压阀组件调压手柄，使手柄处于自由状态。

实施例中Kf值的测定采用青岛海信光学有限公司生产的NZ-3A型泥饼滞系数测定仪进行测定，在具体的测定方法中采用滑块式进行测定，测定方法如下：

（1）首先开启电源开关，数字管全亮，按下清零按钮使数字管全部显示零位，用调平杆调整螺钉、将其滑板水平。

（2）将API失水仪做的泥饼放在滑板平面上。

（3）将滑块轻轻的放在泥饼上，静置一分钟。

（4）开启开机开关，电动机带动传动机，使滑板翻转。

（5）当滑块开始滑动，立即关闭开关，观其翻转角度值查其显示角度的正切值，正切值即为泥饼的摩擦系数。

实施例中所用的原料除特殊说明外，均是购买自常规市售的原料。

实施例1

按照表1中实施例1的各组分的量进行称取，后将其进行混合，之后加水，在高速搅拌（400r/min）用重晶石（硫酸钡）调节密度至1.10g/cm³。

实施例2

按照表1中实施例2的各组分的量进行称取，后将其进行混合，之后加水，在高速搅拌（400r/min）用重晶石（硫酸钡）调节密度至1.30g/cm³。

实施例3

按照表1中实施例3的各组分的量进行称取，后将其进行混合，之后加水，在高速搅拌（400r/min）用重晶石（硫酸钡）调节密度至1.50g/cm³。

实施例4

按照表1中实施例4的各组分的量进行称取，后将其进行混合，之后加水，在高速搅拌（400r/min）用重晶石（硫酸钡）调节密度至1.80g/cm³。

实施例5-10

按照表1中实施例5-10的各组分的量进行称取，后将其进行混合，之后加水，在高速搅拌（400r/min）用重晶石（硫酸钡）调节密度至1.30g/cm³。

表1实施例1-10的钻井液体系的配方组成

实施例11流变性、滤失性和润滑性的测定

对实施例1-10的钻井液体系《按照GB/T16783.1-2006石油天然气工业钻井液现场测试第一部分水基钻井液》的方法在150℃热滚老化16h前后流变性能测试（含初终切），滤失性（含150℃/3.5MPa下高温高压滤失量）及润滑性的测定，其中测定的参数有AV(表观黏度)，PV(塑性黏度)，YP(动切力)，Gel（静切力），FL_API（API失水），FL_HTHP（高温高压失水），润滑系数，测定结果见表2，其中FL_API(mL/pH)是表示钻井液在该pH条件下，测定的失水体积；FLHTHP(mL/pH)是表示钻井液在该pH条件下，测定的失水体积；Gel（Pa/Pa）表示始终切的静切力。

表2实施例1-10钻井液体系的性能测定结果

从上述实施例数据可以看出，实施例1-4，6和7的强抑制钻井液体系具有较好的流变性、抗高温性能和润滑性能，均优于实施例5和实施例10的钻井液体系。其中实施例7-9的强抑制钻井液体系由于加入了高软化点阳离子乳化沥青，实施例7-9的流变性不发生变化、失水明显降低，润滑系数降低。

实施例12抑制性实验

选用TP39井桑塔木组岩样泥页岩岩样，通过SYT6335-1997钻井液用页岩抑制剂评价方法的页岩滚动分散回收率实验评价了强抑制钻井液体系实施例1-4，6-10的页岩回收率，与实施例5的KCl-聚合醇钻井液体系进行对比，实验数据如下表3。

表3实施例1-10钻井液体系页岩回收率测定结果

序号	页岩回收率(%)
		实施例1	89.36
实施例2	90.01
		实施例3	90.33
实施例4	90.18
		实施例5	84.08
实施例6	90.27
		实施例7	90.21
实施例8	89.19
		实施例9	89.26
实施例10	87.50

通过表3的数据可以看出，实施例1-4，6-9的钻井液体系的页岩回收率较高，并且明显高于实施例5的KCl-聚合醇体系的钻井液体系。

实施例13抗高温实验

对实施例7-9制备的强抑制钻井液体系按照《按照GB/T16783.1-2006石油天然气工业钻井液现场测试第一部分水基钻井液》的方法测定130℃/16h、140℃/16h、150℃/16h老化前后的流变性（含初终切）、滤失性，其中测定参数有AV(表观黏度)，PV(塑性黏度)，YP(屈服值)，Gel（静切力），FL_API（API失水），测定结果见表4。

表4实施例7-9的强抑制钻井液体系的抗高温性能结果

从实验数据可看出，实施例7-9的强抑制钻井液体系经130℃/16h、140℃/16h、150℃/16h老化前后的流变性和滤失性测定，各种性能均未发生骤变，表明其具有较优的抗温能力。

实施例14砂床滤失性评价

对实施例5-10的强抑制钻井液体系测定150℃/16h老化前后的滤液侵入砂床的深度，测定结果见表5。

表5实施例5-10的强抑制钻井液体系的砂床滤失性测定结果

从上表的实验结果看出，实施例7-9的强抑制钻井液体系的砂床侵入深度均在40-60目时老化前后均低于1.5cm，在60-80目时老化前后均低于0.5cm，均远远小于实施例5和10中钻进液体系的侵入深度，这说明本发明组方的钻井液体系具有优良的封堵性。

实施例15保密现场实验

将表1中实施例4的各组分的百分含量进行放大为原来的1.25*10⁶倍，各物质的量分别见下表6，然后按照表6中的量称取各组分，后将其进行混合，之后加水，在高速搅拌（400r/min）用重晶石（硫酸钡）调节密度至1.80g/cm³。

表6现场实验钻井液体系的组分及加入量

将上述制备好的钻井液体系在塔河油田TH10410CH2井和TK227CH井进行保密现场试验，其中两口井分别钻遇桑塔木组泥岩、巴楚组泥岩。TH10410CH2井完钻井深6460m,TK227CH井完钻井深5978m，井温130℃左右，使用该钻井液进行钻井，通过对测井曲线实钻井径统计，得到两个井的井径曲线见图4和图5.

通过图4和图5的数据可以看出TH10410CH2井泥岩段（5696-5806m）平均井径扩大率仅为5.92%，TK227CH井平均井径扩大率仅为2.91%，解决了大段硬脆性泥岩井壁失稳问题。这说明该钻井液体系抑制性强，高温稳定性好，具有良好的实践效果。另外，在钻井过程中，该钻井液润滑性能好，起下钻畅通无阻。这说明钻井液润滑性能好，满足了侧钻水平井钻井施工要求，Kf值小于0.06。

Claims

1.一种钻井液体系，其特征在于，按加入水的质量为100％计，以质量百分比计，含有：

膨润土浆2.5-4.5％，

碱性调节剂0.1-0.3％

页岩抑制剂0.3-2.0％，

金属离子聚合物0.2-0.4％，

褐煤树脂2.0-5.0％，

磺化酚醛树脂2.0-5.0％，

阳离子乳化沥青1.0-3.0％，

润滑剂0.5-3.0％，

乳化剂0.2-0.8％，

原油2.0-8.0％，以及

超细碳酸钙1.0-3.0％；

其中所述页岩抑制剂结构为通式(I)：

其中，R₁为H或CH₃；R₂为H，CH₃或C₂H₅；X为2-20之间的整数；

所述阳离子乳化沥青的软化点为140-160℃，荧光级别小于4级；

所述金属离子聚合物是由层状金属氢氧化物与烯丙基单体聚合物缩聚而成。

2.如权利要求1所述的钻井液体系，按加入水的质量为100％计，以质量百分比计，含有：

膨润土浆3.0-4.0％，

碱性调节剂0.15-0.25％，

页岩抑制剂0.5-1.5％，

金属离子聚合物0.25-0.35％，

褐煤树脂3.0-4.5％，

磺化酚醛树脂3.0-4.5％，

阳离子乳化沥青1.5-2.5％，

润滑剂1.0-2.0％，

乳化剂0.3-0.8％，

原油3.0-7.0％，以及

超细碳酸钙1.0-3.0％。

3.如权利要求2所述的钻井液体系，按加入水的质量为100％计，以质量百分比计，含有：

膨润土浆3.5％，

碱性调节剂0.2％，

页岩抑制剂1.0％，

金属离子聚合物0.3％，

褐煤树脂4.0％，

磺化酚醛树脂4.0％，

阳离子乳化沥青2.0％，

润滑剂1.5％，

乳化剂0.4％，

原油5.0％，以及

超细碳酸钙2.0％。

4.如权利要求1～3任一项所述钻井液体系，其中还含有硫酸钡，其将所述钻井液体系的密度调整为1.10-1.80g/cm³。

5.如权利要求4所述钻井液体系，其中所述碱性调节剂为烧碱和/或纯碱中的一种或两种。

6.如权利要求1或5所述钻井液体系，其中所述的褐煤树脂是由磺甲基化酚醛树脂与磺甲基化褐煤缩聚而成。

7.如权利要求6所述钻井液体系，其中所述的磺化酚醛树脂为磺甲基化酚醛树脂。

8.如权利要求1或7所述钻井液体系，其中所述阳离子乳化沥青是由沥青粉乳化而成。

9.如权利要求8所述钻井液体系，其中所述的润滑剂选自植物油和/或矿物油中的一种或几种。

10.如权利要求1或9所述钻井液体系，其中所述的乳化剂是失水山梨醇脂肪酸脂。

11.如权利要求10所述钻井液体系，其中所述碳酸钙的平均粒径为20微米以下。

12.如权利要求11所述钻井液体系，其中所述碳酸钙的平均粒径为2-16微米。

13.如通式(I)的化合物：

其中，R₁为H或CH₃；R₂为H，CH₃或C₂H₅；X为2-20之间的整数，以及阳离子乳化沥青在作为钻进液体系中的应用，其中所述阳离子乳化沥青的软化点为140-160℃，荧光级别小于4级。