CN103725272B - 一种稳定页岩的水基钻井液 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种稳定页岩的水基钻井液，该钻井液由钠基膨润土、页岩抑制剂、增粘剂、流型调节剂、降滤失剂、抗高温处理剂、架桥剂、堵漏剂以及防塌剂混合而成，以每100份水中的加入量来计算，上述各组分的质量份分别为：钠基膨润土5份、页岩抑制剂1.5～1.8份、增粘剂0.5～0.7份、流型调节剂0.1～0.2份、降滤失剂0.7～0.9份、抗高温处理剂2.3～2.5份、架桥剂9.33～10.67份、堵漏剂1.8～2.2份、防塌剂1.1～1.3份。该钻井液具有较好的流变性、降滤失性能、润滑性能及较强的抑制性，从而满足页岩气水平井钻进岩屑携带和井壁稳定的要求，并且减小发生卡钻的可能性。

Description

一种稳定页岩的水基钻井液
技术领域
本发明涉及一种水基钻井液，尤其涉及一种能够稳定页岩的钻井液，适用于页岩气水平井钻进。
背景技术
页岩气水平井钻进过程中容易出现井壁失稳、摩阻大、扭矩高等问题，容易形成“岩屑床”，因此要求钻井液具有流变性优良、滤失低、润滑性好、抑制性强和封堵性能好等要求。
国内外研究页岩钻进时普遍使用油基钻井液，虽能较好的解决井壁稳定问题，但存在成本高和污染环境等问题。因此，页岩气水平井水基钻井液的研发值得关注。国内主要通过使用强制性水基钻井液体系以保持水敏性泥页岩地层的井壁稳定性，同时也开展了适合低孔低渗煤层气储层钻进的纳米基钻井液体系的研究工作。
中国发明专利“用于活性泥页岩钻井的钻井液”（申请号：201110130011.8）公开了用于强水敏活性粘土地层的钻井液，由膨润土、部分水解聚丙烯酰胺、低粘聚阴离子纤维素、磺酸盐共聚物增粘剂、氯化钾、聚合醇、胺基聚合物、脂肪醇醚磷酸酯、水组成，该钻井液抑制性能和润滑性能接近于油基钻井液。
中国发明专利“一种陆相页岩气水平井使用的油基钻井液体系”（申请号：201210059226.X）公开了一种陆相页岩气水平井使用的油基钻井液体系，由基础油、有机土、NaOH或CaO、氧化沥青、主乳化剂、辅乳化剂与润湿剂，具有防止粘土膨胀、提高井眼稳定性、保护储层、预防钻井液漏失和提高钻速等优点。
中国发明专利“一种强抑制钻井液体系”（申请号：201210592769.8）公开了一种用于超深侧钻井泥岩强抑制钻井液体系，由膨润土浆、碱性调节剂、页岩抑制剂、金属离子聚合物、褐煤树脂、磺化酚醛树脂、阳离子乳化沥青、润滑剂、乳化剂、原油以及超细碳酸钙，所述钻井液体系对泥页岩抑制性强，页岩回收率高达90.33%，抗高温达150℃；老化前后摩阻系数分别小于0.1。
中国发明专利“使用纳米二氧化硅改善不同温度下水基钻井液性能的方法”（申请号：201210523849.8）公开了一种使用纳米二氧化硅改善不同温度下水基钻井液性能，纳米材料在钻井液中的质量浓度为5%～10%，评价纳米二氧化硅对三种水基钻井液性能改善的效果。
中国发明专利“一种基于纳米材料的可降解钻井液”（申请号：201310313700.1）公开了一种基于纳米材料的可降解钻井液，由钻井液单元和解堵液单元组成，钻井液单元包括膨润土、流型调节剂、增粘剂、钾盐、纳米碳酸钙、复合分散剂以及pH调节剂；解堵液单元包括生物酶和盐酸。该钻井液能在低孔低渗煤层气钻进过程中暂时性地封堵煤岩的纳米级孔隙，减少钻井液对煤储层的伤害，且经过生物酶降解和盐酸酸化处理后煤岩渗透率恢复值高达80～95%。
发明内容
本发明提供了一种稳定页岩的水基钻井液，该钻井液具有较好的流变性、降滤失性能、润滑性能及较强的抑制性，从而满足页岩气水平井钻进岩屑携带和井壁稳定的要求，并且减小发生卡钻的可能性。
实现本发明上述目的所采用的技术方案为：
一种稳定页岩的水基钻井液，该钻井液由钠基膨润土、页岩抑制剂、增粘剂、流型调节剂、降滤失剂、抗高温处理剂、架桥剂、堵漏剂以及防塌剂混合而成，以每100份水中的加入量来计算，上述各组分的质量份分别为：钠基膨润土5份、页岩抑制剂1.5～1.8份、增粘剂0.5～0.7份、流型调节剂0.1～0.2份、降滤失剂0.7～0.9份、抗高温处理剂2.3～2.5份、架桥剂9.33～10.67份、堵漏剂1.8～2.2份、防塌剂1.1～1.3份。
该钻井液中各组分的质量份分别为：以每100份水中的加入量来计算，钠基膨润土5份、页岩抑制剂1.8份、增粘剂0.6份、流型调节剂0.15份、降滤失剂0.8份、抗高温处理剂2.4份、架桥剂10份、堵漏剂2份、防塌剂1.2份。
所述的页岩抑制剂为磺化沥青钠盐。
所述的增粘剂为聚阴离子纤维素。
所述的流型调节剂为黄原胶。
所述的降滤失剂为改性淀粉。
所述的抗高温处理剂为褐煤树脂。
所述的架桥剂为质量浓度30%的纳米二氧化硅分散液，分散液中纳米二氧化硅颗粒的粒径为10～20nm。
所述的堵漏剂为纳米碳酸钙，所述的防塌剂为腐植酸钾。
本专利中不仅使用了纳米二氧化硅，同时还有磺化沥青钠盐的阴离子基团（SO3 -）吸附到页岩的带电端，以阻断水分侵入页岩的通道，同时聚阴离子纤维素、黄原胶和改性淀粉等高聚物在页岩表面形成较好质量的泥饼屏蔽环。多种处理剂之间的协同增效作用可进一步减缓水分与页岩的接触，从而进一步增强页岩气水平井井壁稳定的效果。
与现有技术相比，本发明提供的水基钻井液具有以下优点：1、本发明提供的钻井液为一种水基钻井液，与油基钻井液相比，具有环保和成本低的优点。2、本发明提供的钻井液中的纳米二氧化硅可以进入页岩的微裂隙孔隙中，从而提高水基钻井液的封堵能力，并与磺化沥青钠盐(Soltex)协同作用保持页岩地层井壁稳定性。3、纳米二氧化硅可以降低钻井液的摩阻系数和泥饼的摩阻系数，并与聚合物配合使用，从而整体上提高钻井液的润滑性能。4、纳米二氧化硅可以降低水基钻井液的气液表面张力，可以配制低表面张力体系以保护储气层。5、相对于传统的抑制性钻井液如聚合醇钻井液而言，该钻井液对页岩具有更强的抑制能力。6、该钻井液具有良好的流变性、降滤失性能，钻井液的粘度和切力更高、抑制性更强，更适合页岩气水平井钻进，可以满足页岩钻进岩屑携带、井壁稳定等要求。
附图说明
图1为实施例1中油田页岩岩样与稳定页岩的水基钻井液接触后的膨胀量变化曲线图；
图2为是实施例1中稳定页岩的水基钻井液在高温高压条件下的流变参数变化情况图。
具体实施方式
为了更好地理解本发明，下面结合实施例进一步阐明本发明的内容，但本发明的内容不仅仅局限于下面的实施例。
实施例1
本实施例1主要反映：（1）稳定页岩的水基钻井液的制备方法与基本性能参数（流变性和滤失量）；（2）稳定页岩的水基钻井液的热稳定性评价；（3）延长油田页岩岩样的XRD分析结果；（4）延长油田页岩岩样与稳定页岩的水基钻井液接触后的膨胀量变化情况；（5）延长油田页岩岩样与稳定页岩的水基钻井液接触后的滚动回收率结果；（6）稳定页岩的水基钻井液在高温高压条件下的流变参数（表观粘度和塑性粘度）变化情况；（7）稳定页岩的水基钻井液在高温高压条件下的滤失性能分析；（8）稳定页岩的水基钻井液的润滑性能（钻井液的摩阻系数及其泥饼的摩阻系数）；（9）稳定页岩的水基钻井液与普通钻井液的气液表面张力值对比。
1.稳定页岩的水基钻井液的制备方法与基本性能参数
实验仪器：GJD-B12K变频高速搅拌机、ZNN-D6S型六速旋转粘度计、ZNS-5A中压失水仪。
本实施例提供的一种稳定页岩的水基钻井液，该钻井液中各组分的质量份分别为：以每100毫升水中的加入量来计算，钠基膨润土5克、页岩抑制剂1.8克、增粘剂0.6克、流型调节剂0.15克、降滤失剂0.8克、抗高温处理剂2.4克、架桥剂10克、堵漏剂2克、防塌剂1.2克。其中，所述的页岩抑制剂为磺化沥青钠盐。所述的增粘剂为聚阴离子纤维素。所述的流型调节剂为黄原胶。所述的降滤失剂为改性淀粉。所述的抗高温处理剂为褐煤树脂。所述的架桥剂为质量浓度30%的纳米二氧化硅分散液，分散液中纳米二氧化硅颗粒的粒径为10～20nm。所述的堵漏剂为纳米碳酸钙，所述的防塌剂为腐植酸钾。
其制备方法如下：
（1）首先按照上述配比，称取适量的水、钠基膨润土、页岩抑制剂、增粘剂、流型调节剂、降滤失剂、抗高温处理剂、架桥剂、堵漏剂和防塌剂。
（2）在容器（泥浆杯）中加入水，在6000转/分转速条件下，按顺序钠基膨润土、堵漏剂（纳米碳酸钙）、增粘剂（聚阴离子纤维素）、流型调节剂（黄原胶）、降滤失剂（改性淀粉）、抗高温处理剂（褐煤树脂）、架桥剂（纳米二氧化硅）、防塌剂（腐植酸钾）及页岩抑制剂（磺化沥青钠盐），充分搅拌后即得到稳定页岩的水基钻井液。
为了将本发明所提供的稳定页岩的水基钻井液与现有技术中所使用的钻井液进行对比分析，在本发明中按照相同方法配制聚合醇钻井液，方法如下：以每100毫升水中加入量计算：钠基膨润土5克、磺化沥青（FT-1）2克、低粘度聚阴离子纤维素0.6克、改性淀粉0.6克、黄原胶0.1克及聚乙二醇（2000）0.6克。
一、测试本发明中稳定页岩的水基钻井液的基本性能参数，并与聚合醇钻井液作对比，数据分析见表1。
表1稳定页岩的水基钻井液的基本性能参数对比
钻井液类型 表观粘度/mPa·s 塑性粘度/mPa·s 动切力/Pa 滤失量/ml
稳定页岩的水基钻井液 44 29 15 5.6
聚合醇钻井液 40 27 13 8.4
由表1可见，本发明提供的稳定页岩的水基钻井液相对于聚合醇钻井液其粘度及切力基本相当，而滤失量更低。
二、对本发明提供的稳定页岩的水基钻井液的热稳定性进行测试。
实验仪器：ZNN-D6S型六速旋转粘度计、ZNS-5A中压失水仪、OFITE滚子加热炉。
将稳定页岩的水基钻井液装入老化罐中，在120℃条件下滚动16h，待钻井液冷却后测试其基本性能参数，结果见表2。
表2稳定页岩的水基钻井液热滚后的基本性能参数
密度/g·cm-3 表观粘度/mPa·s 塑性粘度/mPa·s 动切力/Pa 滤失量/ml
1.081 41 28.5 12.5 6.6
由表2与表1对比可见，稳定页岩的水基钻井液在120℃条件下滚动16h后其粘度及切力略有降低，而滤失量略有增加。总体来说，其热稳定性较好。
三、延长油田页岩岩样的XRD分析结果
通过X衍射方法（XRD）分析延长油田页岩岩样的矿物成分，结果见表3。
表3延长油田页岩的矿物成分
蒙脱石/% 绿泥石/% 伊利石/% 长石/% 白云石/% 石英/%
30 15 5 11 23 16
由表3可以看出，延长油田页岩水敏性矿物含量较高，吸水膨胀性较强；但是该页岩很致密，是硬脆性岩石，水化分散的能力并不强。
四、延长油田页岩岩样与稳定页岩的水基钻井液接触后的膨胀量变化情况
实验仪器：JHP岩心压制机、ZNP-1型膨胀量测定仪。
实验步骤如下：
（1）10克延长油田页岩粉末（过100目），使用JHP岩心压制机8MPa条件下压制5min，测量岩心长度（10.5mm）和直径（25mm）；
（2）在室温条件下，测试该人工页岩岩样分别与ZNP-1型膨胀量测定仪测试页岩心在清水、3%KCl溶液、聚合醇钻井液与稳定页岩的水基钻井液膨胀量，记录6h。
记录的膨胀数据，可以画出膨胀变化曲线，分析稳定页岩的水基钻井液对页岩的抑制效果，结果如图1所示。
由以上结果可以看出：（1）页岩在清水和3%KCl溶液中的膨胀量较大，在钻进过程中容易发生井壁失稳；（2）页岩在聚合醇钻井液与稳定页岩的水基钻井液中基本不膨胀，表明其抑制效果良好；（3）含纳米材料的水基钻井液主要通过纳米颗粒填充部分页岩的微小孔隙，磺化沥青钠盐的阴离子基团（SO3 -）容易吸附到页岩的带电端，同时聚阴离子纤维素、黄原胶和改性淀粉等大分子在页岩表面形成隔膜，抑制其吸水膨胀；（4）国内页岩气储层的孔隙范围为5～300nm，主体为80～200nm，北美地区页岩气储层纳米级孔隙孔径主体为8～100nm。所以从理论角度而言，纳米颗粒才有封堵页岩纳米级孔隙的可能性。中国发明专利“使用纳米二氧化硅改善不同温度下水基钻井液性能的方法”（申请号：201210523849.8）提供一种使用纳米二氧化硅改善不同温度下水基钻井液性能的方法。与该专利不同的是，本专利中不仅使用了纳米二氧化硅，同时还有磺化沥青钠盐的阴离子基团（SO3 -）吸附到页岩的带电端，以阻断水分侵入页岩的通道，同时聚阴离子纤维素、黄原胶和改性淀粉等高聚物在页岩表面形成较好质量的泥饼屏蔽环。多种处理剂之间的协同增效作用可进一步减缓水分与页岩的接触，从而进一步增强页岩气水平井井壁稳定的效果。
五、延长油田页岩岩样与稳定页岩的水基钻井液接触后的滚动回收率结果
实验仪器：OFITE滚子炉、中兴101型电热鼓风干燥箱。
实验步骤如下：
（1）称取50克10～20目延长油田页岩颗粒与350mL清水倒入老化罐中，在80℃条件下热滚老化16h；
（2）用40目筛网回收。使用中兴101型电热鼓风干燥箱在100℃条件下烘干4h，再冷却1h后称量岩样质量（克），计算回收率（%）；
（3）将清水换成3%KCl溶液、聚合醇钻井液与稳定页岩的水基钻井液，作对比分析。
记录回收页岩质量（克），换算成回收率（%），分析不同抑制性钻井液对页岩的抑制水化分散效果，结果表4所示。
表4不同体系的滚动回收率对比
钻井液类型 滚动回收率（%）
清水 94.14
3%KCl溶液 95.42
聚合醇钻井液 96.20
稳定页岩的水基钻井液 97.26
由表4可见，稳定页岩的水基钻井液比传统的强抑制性聚合醇钻井液其滚动回收率更高，抑制性更强。含纳米材料的水基钻井液主要通过纳米颗粒封堵页岩颗粒微孔隙、阴离子基团（SO3 -）及高分子吸附在岩样表面，减少其与钻井液中的水分接触，从而抑制页岩的水化分散。
六、稳定页岩的水基钻井液在高温高压条件下的流变参数变化情况
实验仪器：Fann50SL高温高压流变仪。
将约40ml的稳定页岩的水基钻井液倒入试样杯中；编制实验程序：设置实验温度为60～120℃，每隔20℃自动测试一次，压差调至5.85MPa，开始自动采集数据。自动采集的数据，即在高压条件下，随着温度升高过程中，该钻井液的剪切应力与剪切速率的对应关系，将其换算成表观粘度和塑性粘度随温度的关系，结果图2所示。
由图2可以看出：在5.85MPa条件下，随着温度升高，稳定页岩的水基钻井液的表观粘度和塑性粘度逐渐降低，而塑性粘度降低幅度较小。分析表明，赫-巴模式可作为稳定页岩的水基钻井液体系最优的流变模式。
七、稳定页岩的水基钻井液的高温高压滤失性能分析
实验仪器：HDF-1高温高压动态失水仪。
稳定页岩的水基钻井液在高温（80～120℃）高压（上流压力均为4.14MPa，回压均为0.69MPa）条件下的动态及静态失水性能，测试时间为30min，结果如表5所示。
表5稳定页岩的水基钻井液的高温高压滤失性能
温度(℃) 转速(r/min) HTHP-FL(ml) 备注
80 100 12.4 动滤失
105 100 15.6 动滤失
120 0 17.2 静滤失
由表5可见，稳定页岩的水基钻井液高温高压滤失量较小，由于纳米材料能提高体系的热稳定性，且与膨润土及高分子聚合物配伍形成薄而韧的泥饼，降低高温高压滤失量。
八、稳定页岩的水基钻井液的润滑性能
实验仪器：EP极压润滑仪、NF-2泥饼粘附仪。
实验步骤如下：
（1）将稳定页岩的水基钻井液倒入EP极压润滑仪试样杯中，测试摩阻系数，并与清水、5%膨润土钻井液、5%膨润土+10%纳米二氧化硅钻井液（以分散液的质量计）及聚合醇钻井液的摩阻系数进行对比；
（2）将稳定页岩的水基钻井液在3.4MPa压力的条件下，让钻井液滤失30min，然后将粘附盘与泥饼充分粘附住，粘附5min或者更长时间后，保持在3.4MPa压力下通过扭矩扳手，手动旋转测试泥饼的抗剪切值，计算泥饼的摩阻系数；与5%膨润土钻井液、5%膨润土+10%纳米二氧化硅钻井液（以分散液的质量计）及聚合醇钻井液对比。
换算该钻井液的摩阻系数及泥饼的摩阻系数，分析该钻井液的润滑性能，该钻井液的摩阻系数结果表6所示，泥饼的摩阻系数结果表7所示。
表6不同水基钻井液的摩阻系数
钻井液类型 摩阻系数
清水 0.34
水+5%膨润土 0.384
水+5%膨润土+10%纳米二氧化硅 0.367
聚合醇钻井液 0.212
稳定页岩的水基钻井液 0.21
由表6可见，在膨润土钻井液中添加纳米二氧化硅可以降低其流体的摩阻系数，提高其润滑性；而稳定页岩的水基钻井液比聚合醇钻井液含有较多的固相颗粒，而它们的摩阻系数却基本相当，表明稳定页岩的水基钻井液体系的具有较优的润滑性能。从理论角度分析，主要是由于纳米颗粒的球形结构使得摩擦过程中为滚动摩擦，并且摩擦表面形成一层易剪切的薄膜，降低钻井液的摩阻系数，而且可以对摩擦表面进行一定程度的填补和修复。磺化沥青钠盐具有抑制粘土水化分散的效果，且能有效改善泥饼质量，减少扭矩和防止钻杆粘滞-滑动现象，防止钻头泥包。本专利主要通过纳米二氧化硅与磺化沥青钠盐的协同作用，同时配合聚阴离子纤维素、黄原胶和改性淀粉等高聚物的部分降摩阻能力，改善了稳定页岩的水基钻井液体系的润滑性能。
表7稳定页岩的水基钻井液的泥饼摩阻系数
钻井液类型 泥饼摩阻系数
水+5%膨润土 0.0911
水+5%膨润土+10%纳米二氧化硅 0.0745
聚合醇钻井液 0.0704
稳定页岩的水基钻井液 0.0497
由表7可见，纳米二氧化硅能够降低了膨润土钻井液的泥饼摩阻系数，降低率为18%；稳定页岩的水基钻井液的泥饼摩阻系数小于聚合醇钻井液。综合来看，该体系的润滑性能比聚合醇钻井液更优，相对于传统的强抑制性水基钻井液，稳定页岩的水基钻井液更适合于页岩气水平井钻进。
九、稳定页岩的水基钻井液的表面张力分析
实验仪器：QBZY系列全自动表面张力仪。
使用QBZY系列全自动表面张力仪测试稳定页岩的水基钻井液的表面张力值，并纳米二氧化硅水溶液（浓度分别为6.67%和10%，以分散液的质量计）、5%膨润土钻井液、5%膨润土+10%纳米二氧化硅钻井液（以分散液的质量计）和聚合醇钻井液对比，结果如表8所示。
表8钻井液的表面张力
钻井液类型 表面张力(mN/m)
蒸馏水 71.84
6.67%纳米二氧化硅水溶液 65.51
10%纳米二氧化硅水溶液 63.30
水+5%膨润土 65.53
水+5%膨润土+10%纳米二氧化硅 60.06
聚合醇钻井液体系 53.64
稳定页岩的水基钻井液 58.53
由表8可见，纳米二氧化硅可以降低水基钻井液的气液表面张力，但是降低幅度有限，若配合表面活性剂使用可以配制低张力的水基钻井液体系。
实施例2：
本实施例主要反映：（1）稳定页岩的水基钻井液体系的配制与基本性能参数（流变性和滤失量）；（2）稳定页岩的水基钻井液在120℃热滚16h以后的基本性能参数。
本实施例中制备的稳定页岩的水基钻井液，该钻井液中各组分的质量份分别为：以每100毫升水中的加入量来计算，钠基膨润土5克、页岩抑制剂1.5克、增粘剂0.5克、流型调节剂0.2克、降滤失剂0.9克、抗高温处理剂2.5克、架桥剂9.33克、堵漏剂2.2克、防塌剂1.3克。其中：所述的页岩抑制剂为磺化沥青钠盐。所述的增粘剂为聚阴离子纤维素。所述的流型调节剂为黄原胶。所述的降滤失剂为改性淀粉。所述的抗高温处理剂为褐煤树脂。所述的架桥剂为质量浓度30%的纳米二氧化硅分散液，分散液中纳米二氧化硅颗粒的粒径为10～20nm。所述的堵漏剂为纳米碳酸钙，所述的防塌剂为腐植酸钾。
一、稳定页岩的水基钻井液的制备方法与基本性能参数
实验仪器：GJD-B12K变频高速搅拌机、ZNN-D6S型六速旋转粘度计、ZNS-5A中压失水仪。
测试本实施例中的稳定页岩的水基钻井液的基本性能参数，结果见表9。
表9稳定页岩的水基钻井液的基本性能参数
密度/g·cm-3 表观粘度/mPa·s 塑性粘度/mPa·s 动切力/Pa 滤失量/ml
1.079 43 29.5 13.5 5.8
由表9可见，本实施例中提供的稳定页岩的水基钻井液具有较优的流变性能和滤失性能。
二、稳定页岩的水基钻井液的热稳定性
实验仪器：ZNN-D6S型六速旋转粘度计、ZNS-5A中压失水仪、OFITE滚子炉
将稳定页岩的水基钻井液装入老化罐中，在120℃条件下滚动16h，冷却以后测试其基本性能。结果见表10。
表10稳定页岩的水基钻井液热滚后的基本性能参数
密度/g·cm-3 表观粘度/mPa·s 塑性粘度/mPa·s 动切力/Pa 滤失量/ml
1.079 40 27 13 6.4
由表10与表9对比可见，稳定页岩的水基钻井液在120℃条件下滚动16h后其粘度及切力略降低，而滤失量略增大，总体来说，其热稳定性较好。
实施例3：
本实施例中制备的稳定页岩的水基钻井液，该钻井液中各组分的质量份分别为：以每100毫升水中的加入量来计算，钠基膨润土5克、页岩抑制剂1.6克、增粘剂0.7克、流型调节剂0.1克、降滤失剂0.7克、抗高温处理剂2.3克、架桥剂10.67克、堵漏剂1.8克、防塌剂1.1克。其中：所述的页岩抑制剂为磺化沥青钠盐。所述的增粘剂为聚阴离子纤维素。所述的流型调节剂为黄原胶。所述的降滤失剂为改性淀粉。所述的抗高温处理剂为褐煤树脂。所述的架桥剂为质量浓度30%的纳米二氧化硅分散液，分散液中纳米二氧化硅颗粒的粒径为10～20nm。所述的堵漏剂为纳米碳酸钙，所述的防塌剂为腐植酸钾。
一、稳定页岩的水基钻井液的制备方法与基本性能参数
实验仪器：GJD-B12K变频高速搅拌机、ZNN-D6S型六速旋转粘度计、ZNS-5A中压失水仪。
本实施例中提供的稳定页岩的水基钻井液的基本性能参数，结果见表11。
表11稳定页岩的水基钻井液的基本性能参数
密度/g·cm-3 表观粘度/mPa·s 塑性粘度/mPa·s 动切力/Pa 滤失量/ml
1.08 42.5 30 12.5 6.3
由表11可见，稳定页岩的水基钻井液具有较优的流变性能和滤失性能。
二、稳定页岩的水基钻井液的热稳定评价
实验仪器：ZNN-D6S型六速旋转粘度计、ZNS-5A中压失水仪、OFITE滚子炉。
将稳定页岩的水基钻井液装入老化罐中，在120℃条件下滚动16h，冷却以后测试其基本性能，结果如表12所示。
表12稳定页岩的水基钻井液热滚后的基本性能参数
密度/g·cm-3 表观粘度/mPa·s 塑性粘度/mPa·s 动切力/Pa 滤失量/ml
1.08 37 23.5 13.5 6.9
由表12与表11对比可见，稳定页岩的水基钻井液在120℃条件下滚动16h后其粘度略降低，而滤失量略增大。总体来说，其热稳定性较好。
显然，上述实施例仅仅是为清楚地说明所作的实例，而并非对实施方式的限制。对于页岩水平井钻进用稳定页岩专用的水基钻井液的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。而因此所引申的显而易见的变化或变动仍处于本发明创造的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种稳定页岩的水基钻井液，其特征在于：该钻井液由钠基膨润土、页岩抑制剂、增粘剂、流型调节剂、降滤失剂、抗高温处理剂、架桥剂、堵漏剂以及防塌剂混合而成，以每100份水中的加入量来计算，上述各组分的质量份分别为：钠基膨润土5份、页岩抑制剂1.5～1.8份、增粘剂0.5～0.7份、流型调节剂0.1～0.2份、降滤失剂0.7～0.9份、抗高温处理剂2.3～2.5份、架桥剂9.33～10.67份、堵漏剂1.8～2.2份、防塌剂1.1～1.3份；
所述的架桥剂为质量浓度30％的纳米二氧化硅分散液，分散液中纳米二氧化硅颗粒的粒径为10～20nm；所述的堵漏剂为纳米碳酸钙，所述的防塌剂为腐植酸钾。
2.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于：该钻井液中各组分的质量份分别为：以每100份水中的加入量来计算，钠基膨润土5份、页岩抑制剂1.8份、增粘剂0.6份、流型调节剂0.15份、降滤失剂0.8份、抗高温处理剂2.4份、架桥剂10份、堵漏剂2份、防塌剂1.2份。
3.根据权利要求1或2所述的水基钻井液，其特征在于：所述的页岩抑制剂为磺化沥青钠盐。
4.根据权利要求1或2所述的水基钻井液，其特征在于：所述的增粘剂为聚阴离子纤维素。
5.根据权利要求1或2所述的水基钻井液，其特征在于：所述的流型调节剂为黄原胶。
6.根据权利要求1或2所述的水基钻井液，其特征在于：所述的降滤失剂为改性淀粉。
7.根据权利要求1或2所述的水基钻井液，其特征在于：所述的抗高温处理剂为褐煤树脂。
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