CN104497994A - 一种钻井液及离子液体在其中的用途 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种钻井液，该钻井液包含含杂环离子液体。与现有的钻井液相比，本发明的包含该离子液体的钻井液具有提高的高温抑制性，同时滤失量降低且不影响体系流变性的钻井液。

Description

一种钻井液及离子液体在其中的用途

技术领域

本发明涉及一种钻井液，具体而言，本发明涉及一种高温抑制性增强且滤失量降低、同时不影响体系流变性的钻井液。

背景技术

深部钻井(特别是旨在采集石油/天然气的井)面临着温度高、压力大、井眼失稳、扭矩增大、机械钻速慢、储层保护效果差等技术难题。深部钻井过程中，高温作用下钻井液中的粘土颗粒特别是膨润土的颗粒进一步水化分散；同时高温作用下处理剂的解吸附和去水化作用减弱了处理剂的护胶能力，也会使钻井液粘土颗粒更加分散，从而影响了钻井液的稳定性和其他性能，常表现为滤失量增大和流变性失去控制。

另一方面，高温作用下钻井液粘土颗粒和地层粘土矿物颗粒进一步分散，增加了固相颗粒的浓度，减小了固相颗粒粒径；更加分散的固相粒度对地面固控设备提出更高的要求，同时小粒径的固相含量的增加会降低机械钻速；钻井液和地层中小粒径颗粒在储层中运移动态更大，对储层造成的损害会随着分散的加剧加大。

深部钻井过程中，钻井液滤失量增大，流变性调控难。为了解决这些问题，深部钻井常用钻井液体系有水基钻井液和油基钻井液。与水基钻井液相比，油基钻井液体系有着很好的热稳定性、良好的失水控制性、井壁稳定性、井眼润滑性、抗污染及无腐蚀性等优点，能有效减少卡钻等复杂事故，但是油基钻井液排放时对环境会造成不良影响，影响地质录井荧光检测、循环漏失趋势高且单井成本高。因此，目前用于深部钻探的钻井液仍然倾向采用加入抗高温钻井液处理剂的水基钻井液体系。

目前国内外传统的抗高温水基钻井液体系都是以改性的褐煤、木质素磺化盐聚合物为主剂的钻井液体系和以合成的水溶性高温聚合物为主剂的钻井液体系。前者一般用磺化褐煤、磺化酚醛树脂作为抗高温降滤失剂，磺化丹宁、磺化木质素盐作为抗高温降粘剂。该体系粘土含量低，成本低、易于操作，抗温可达180-204℃，但是在更高温度下褐煤和木质素的磺化盐会热分解。

后者是在钻井液中加入合成的水溶性聚合物来控制钻井液的流变性、失水性和高温凝胶现象。合成的聚合物一般是丙烯酸多元共聚物，聚丙烯腈盐和磺化聚合物，最典型的磺化聚合物是2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烯酸(AMPS)与丙烯酸、丙烯酰胺的共聚物。M-I公司研制了一种聚乙烯基吡咯烷酮(PVP)水溶性聚合物，该聚合物使钻井液体系高温下具有良好的剪切稀释性和携带能力，抗温达180℃。但是，改性或合成的聚合物在高温高压钻井条件下性能有限。

为了解决高温下粘土分散和滤失量问题，同样已知的是在近年来用高浓度的甲酸盐来提高合成聚合物的热稳定性，抗温可达180℃。体系采用低固相体系增强水力学操作，其中用甲酸钠可将钻井液密度加重至1.32g/cm³，用甲酸钾可加重至1.59g/cm³，用甲酸铯可加重至2.3g/cm³，几种不同的甲酸盐复配可调节钻井液密度。斯伦贝谢公司近年来研制了一种抗高温硅酸盐钻井液体系，体系中也是加入抗高温的聚合物来保持性能稳定。

目前很多国家和地区使用的高温高压水基钻井液体系是由麦克巴泥浆公司研制的DURATHERM低胶体水基钻井液体系，该体系主要成分除了加入一种特殊的液态稳定剂，还需加入合成的两性聚合物、改性褐煤和磺化木质素盐。该体系对固相含量要求严格，现场应用抗高温达220℃，密度达2.33g/cm³，在性能上接近油基钻井液，同时满足高性能钻井和对环境保护的要求，该体系也应用于我国南海西部和塔里木等高温高压区块。此外，埃克森美孚公司研制的EHT高温水基钻井液体系，现场应用于井底温度最高达215.5℃的陆地和海上钻井中，且钻井液密度达1.86g/cm³。其典型配方中主要仍是合成的抗高温聚合物，这种新合成聚合物是丙烯酰胺、磺酸盐单体加入少量交联单体适度交联的聚合物。

但是目前通常采用的抗高温降滤失剂和抗高温稀释剂为阴离子处理剂，通过增强粘土颗粒的负Zata电位来保持钻井液的高温胶体稳定性。这一处理原则会引起地层粘土矿物水化、膨胀和分散，导致井壁不稳定；加入传统的阳离子型抑制剂能够降低粘土颗粒的负Zata电位，使钻井液抑制性增强，削弱钻井液的负电水化分散效应，使钻井液产生更好的稳定井壁效果，但又破坏了钻井液稳定性。钻井液的“性能稳定”和“井壁稳定”的矛盾在高温作用下更加突出。

发明内容

要解决的问题

深部钻井过程中，现有的抗高温水基钻井液体系仍然存在很多问题：高温作用下钻井液中的粘土颗粒特别是膨润土的颗粒进一步水化分散；同时高温作用下处理剂的解吸附和去水化作用减弱了处理剂的护胶能力，也会使钻井液粘土颗粒更加分散，从而影响了钻井液的稳定性和其他性能，常表现为滤失量增大和流变性失去控制。因此流变性不稳定和滤失量大是目前深部钻探高温水基钻井液仍未解决的重大技术难题。

高温作用下钻井液粘土颗粒和地层粘土矿物颗粒进一步分散，增加了固相颗粒的浓度，减小了固相颗粒粒径；更加分散的固相粒度对地面固控设备提出更高的要求，同时小粒径的固相含量的增加会降低机械钻速；钻井液和地层中小粒径颗粒在储层中运移动态更大，对储层造成的损害会随着分散的加剧加大。因此提高钻井液高温下的抑制粘土分散的能力，不仅可以提高钻井效率，而且有利于保护油气层，因此有效适度抑制和减弱高温下粘土的分散和钝化是抗高温钻井液性能稳定的关键，改善抗高温的钻井液体系的抑制性是近期钻井液的主要发展目标和要害问题。

深部钻进过程中，钻井液滤失量增大，流变性调控难。通常采用的抗高温降滤失剂和抗高温稀释剂为阴离子处理剂，通过增强粘土颗粒的负Zata电位来保持钻井液的高温胶体稳定性。这一处理原则会引起地层粘土矿物水化、膨胀和分散，导致井壁不稳定；加入传统的阳离子型抑制剂能够降低粘土颗粒的负Zata电位，使钻井液抑制性增强，削弱钻井液的负电水化分散效应，使钻井液产生更好的稳定井壁效果，但又破坏了钻井液稳定性。钻井液的“性能稳定”和“井壁稳定”的矛盾在高温作用下更加突出。

油气钻探过程中，钻遇泥页岩地层时，泥页岩的水化分散侵入钻井液后影响钻井液性能，带来钻头泥包，井眼净化困难等一系列问题。同时页岩的水化膨胀和分散可导致井壁失稳。为了提高钻井液的抑制性能，抑制泥页岩的水化膨胀和分散，解决这些问题，目前针对泥页岩地层通常采用具有“强抑制性”的防塌钻井液体系。油基钻井液体系有着很好的抑制防塌性、良好的失水控制性、热稳定性、井眼润滑性、抗污染及无腐蚀性等优点，能有效减少卡钻等复杂事故。针对泥页岩地层的特征，油基钻井液有独特的优势，在我国近两年来页岩气水平井段采用的钻井液体系都是油基钻井液。但是油基钻井液排放时对环境会造成不良影响，影响地质录井荧光检测、循环漏失趋势高且单井成本高。因此，替代方案是必要的。近年来开发了一种能替代油基钻井液的高性能水基钻井液体系，该体系基于“总体抑制性”概念，在钻井液中加入页岩抑制剂，同时也加入包被剂、防聚结剂和降滤失剂等。页岩抑制剂聚胺是其中的关键处理剂，是一种低分子阳离子化胺基聚合物。

同时目前深部油气钻井面临温度高、压力大、井眼失稳、扭矩增大、机械钻速慢、储层保护效果差等技术难题。高温作用下钻井液粘土颗粒和地层粘土矿物颗粒进一步分散，增加了固相颗粒的浓度，减小了固相颗粒粒径；更加分散的固相粒度对地面固控设备提出更高的要求，同时小粒径的固相含量的增加会降低机械钻速；钻井液和地层中小粒径颗粒在储层中运移动态更大，对储层造成的损害会随着分散的加剧加大。因此提高钻井液高温下的抑制粘土分散的能力，不仅可以提高钻井效率，而且有利于保护油气层，因此为了解决这些深部油气的这些问题，提高抗高温钻井液体系的抑制性也是抗高温钻井液性能稳定的关键。

传统的无机粘土膨胀抑制剂KCl能有效抑制粘土膨胀，但使用浓度高，一般的推荐使用浓度为7％，对环境带来不利影响，同时对钻井液体系的流变性变差和滤失量增大。

文献SPE92407中报道了甲酸盐在钻遇强水敏地层的成功应用，具有强抑制性和高温性能好的特点，但是甲酸盐钻井液体系的成本过高，而且使用浓度高，不利于回收利用。

文献SPE112540报道了季铵甲基硫酸离子液体作为页岩抑制剂。与常用的页岩抑制剂KCl相比，抑制性要好得多；同时渗透率恢复值可达129％，不会对油气层造成损害。季铵盐受PH值影响，且毒性较大，热稳定不高，与阴离子钻井液处理剂配伍性较差。

文献US5326829中公开了聚醚二胺的生产工艺。在文献SPE 121737公开了基于新型伯二胺和环氧丙烷的共聚物。在此文献中指出：聚醚二胺作为抑制剂是有效的，具有低毒、热稳定较好的特点。但是聚胺是低分子量的阳离子的聚醚二胺，其为直链的低聚物，分子主链中主要以-C-C-为主，热稳定性并不高。

解决技术问题的技术手段

为了解决上述问题，本发明提供了一种钻井液，其包含0.01-10重量％的含杂环离子液体。含杂环离子液体的含量优选为0.03-3重量％以上。

作为本发明的一个优选实施方案，其中所述含杂环离子液体的阳离子基团选自以下基团之一：

其中R、R1、R2、R3、R4分另选自H、C_nH_2n+1(n＝1-12)、Ph、PhCH₂、OH、CH₃COOCH₂CH₂。

作为本发明的一个优选实施方案，其中所述含杂环离子液体的阴离子基团选自以下基团之一：BF₄ ^-、PF₆ ^-、NO₃ ^-、CF₃SO₃ ^-、HSO₄ ^-、AlCl₄ ^-、OH^-。

作为本发明的一个优选实施方案，所述钻井液中试剂含量为0.1重量％至10重量％，优选0.1重量％至5重量％，更优选1重量％至3重量％。

本发明还提供了上述离子液体在钻井液中的用途，其特征在于所述离子液体作为高温抑制剂、流型控制剂和润滑剂。

本发明的效果

与现有的钻井液相比，本发明的包含离子液体的钻井液具有提高的高温抑制性，同时滤失量降低且不影响体系流变性的钻井液。

具体实施方式

为了更好地理解本发明，下面结合具体实施例对本发明作了详细说明。

实施例1钻井液的制备

包含离子液体的钻井液，制备聚合物基的钻井液，其包含下列成分：(质量百分比)

先配置3％膨润土的一定体积的钻井液，预水化24小时；同时将聚合物配成一定浓度的胶液，按上述比例加入老化后的钻井液；按上述比例加入该离子液体，同时用NaOH调整PH值至9。

实验中采用该离子液体为氯化1-十二烷基-3-甲基咪唑(TIL)做为钻井液抗高温抑制剂的抑制性实验，分子式为C₁₆H₃₁N₂Cl，生产厂家上海成捷化学有限公司，纯度99％。

实施例2钻井液抑制性的实验

做为钻井液抗高温抑制剂的抑制性实验。现今常用的评价抑制性的方法有泥页岩滚动回收实验、泥页岩膨胀实验及CST实验。

该实验主要用于检测化学处理剂对泥页岩分散性的抑制能力。在页岩滚动分散实验中，根据页岩岩屑在化学试剂溶液中的分散性，可以判断不同化学试剂对页岩抑制性的强弱。实验采用传统的无机粘土膨胀抑制剂KCl和目前新型页岩抑制剂聚胺作为对比实验。KCl能有效抑制粘土膨胀，但使用浓度高，对环境带来不利影响，同时对钻井液体系的流变性变差和滤失量增大。近年来开发出来的聚胺页岩抑制剂，不但能有效抑制泥页岩水化膨胀，还具有加量少，低毒的特点，以聚胺为关键处理剂的高性能水基钻井液被认为是可替代油基钻井液的体系。聚胺是低分子量的阳离子的聚醚二胺，其为直链的低聚物，分子主链中主要以-C-C-为主，热稳定性不高，而该离子液体主要是为含氮的咪唑阳离子。咪唑类阳离子为平面五元环，为芳香性共轭结构，因而具有更高的热稳定性，同时离子液体能溶解许多有机/无机/金属有机化合物/和聚合物，文献显示咪唑类离子液体能溶解纤维素，与其他处理机配伍性好。

(1)滚动回收实验

制备岩样(钻屑)，用自来水洗去钻屑上的钻井液。放在通风的室内风干，粉碎，用4目和10目双层分样筛筛析。收集通过4目筛，但未通过10目筛的钻屑颗粒，存于广口瓶中备用。

称取50.0g(精确至0.1g)上诉钻屑颗粒，装入盛有350mL蒸馏水(或者钻井液)的陈化釜中，盖紧。

将装好试样的老化罐放入160℃±3℃的钻井液滚子炉中，滚动16h。

恒温滚动16h后，取出老化罐，冷至室温。将罐内的液体和岩样全部倾倒在40目分样筛上，在盛自来水的槽中湿式筛洗1min。

将筛余岩样放入105℃±3℃的鼓风恒温干燥箱中烘干4h。取出冷却，并在空气中静置24h，然后进行称量(精确至0.1g)。

计算如下公式：

R＝m/50*100％

式中：R——页岩滚动回收率；

m——岩屑回收质量，g。

滚动回收实验每个样做两个平行实验。

实验结果：

表1 淡水基浆滚动回收实验数据(160℃)

样品编号	回收量/g(1)	回收量/g(2)	平均回收率/％
				清水	41.89-35.26＝6.63	42.16-35.67＝6.49	13.12
原浆	44.53-34.49＝10.04	44.78-34.32＝10.46	20.5
				原浆+聚胺/3％	52.86-35.26＝17.6	52.28-35.66＝16.62	34.22
原浆+KCl/7％	52.73-34.80＝17.93	49.32-34.33＝14.99	32.92
				原浆+TIL0.050％	54.96-35.66＝20.3	55.27-35.67＝19.6	39.9

注：淡水原浆配方：清水10L，钠基膨润土3％+土质量0.05％的碳酸钠；

表2 聚合物基浆滚动回收实验数据(160℃)

样品编号	回收量/g(1)	回收量/g(2)	平均回收率/％
				原浆	56.72-34.33＝22.39	56.96-34.80＝22.16	44.55
原浆+聚胺/3％	56.81-34.33＝22.48	56.86-35.67＝21.19	43.67
				原浆+KCl/7％	56.64-34.50＝22.14	57.46-34.80＝22.66	44.8
原浆+TIL0.05％+KCl/5％	63.98-35.66＝28.32	64.32-35.66＝28.66	56.98
				原浆+TIL0.05％	65.73-34.33＝31.4	64.83-34.50＝30.33	61.73

注：聚合物基浆配方：清水10L，膨润土3％，PHPA0.4％，

从表1数据可知，没有加入抑制剂的清水和淡水原浆的滚动回收率在160℃都很小，加入处理剂的滚动回收率都提高了很多。对比数据可知，该离子液体仅在0.05％的加量下在160℃淡水原浆的抑制性高于最优加量的聚胺和氯化钾。

由表2数据可知，聚合物基浆的滚动回收率高于清水的滚动回收率，说明聚合物基浆的抑制性高于淡水原浆的抑制性。但是加入聚胺和氯化钾的聚合物基浆和聚合物基浆的滚动回收率差不多，说明加入聚胺和氯化钾后聚合物基浆的抑制性改善不大，同时，加了该离子液体的聚合物基浆滚动回收率提高，同时该离子液体与氯化钾复配后聚合物基浆的滚动回收率也提高了，说明该离子液体不仅在淡水浆还是聚合物浆高温下都有着良好的高温抑制性。

此外还用另一种方法来评价了该离子液体的抑制性，该方法不能体现该离子液体的抗高温的优越性，但是室温条件下与无机抑制剂作对比，实验步骤和结果如下

(2)CST试验(毛细管吸收时间法)

制备岩样(钻屑)，用自来水洗去钻屑上的钻井液。放在通风的室内风干，粉碎，收集过100目岩屑粉，存于广口瓶中备用。

取岩样7.5g置于搅拌杯中加入50mL蒸馏水(或者钻井液)；

在5挡下搅拌2min；

移取3mL混合液置于下端直径为1.2cm的过滤筒内，记录CST值。

表3 CST实验数据(单剂)

样品编号	清水	KCl/7％	聚胺/3％	TIL/0.05％
					CST值(秒)	216	132.3	73.1	41.5

表4 CST实验数据(复配)

样品编号	聚胺/3％+KCl/5％	TIL/0.05％+KCl/5％
			CST值(秒)	22.3	12.0

CST值越低，表明抑制性越强。从表3和表4数据可知，用CST方法测试无论是氯化钾、聚胺还是该离子液体都有抑制性，但该离子液体抑制性最好，该离子液体与氯化甲复配或聚胺和氯化甲复配后抑制性都有提高，但是该方法只能在室温下进行，所以在评价处理剂的抑制性作为参考。

实施例3流变性和滤失量影响的实验

钻井液流变性是钻井液的一项基本性能，在解决下列钻井问题时起着十分重要的作用：1，悬浮与携带岩屑，保证井底和井眼的清洁；2影响机械钻速，3保持井眼规则和保证井下安全；4钻井环空水力的计算。钻井液清洗井眼的能力除取决于循环系统的水力参数外，还取决于钻井液的性能，特别是流变性能。为了能够在高剪切率下有效地破岩和在低剪切率下有效地携带岩屑，要求钻井液具有较高的动塑比。根据现场经验，一般情况下将动塑比控制在0.36-0.48(Pa/mPa.S)是比较合适的。高温下流变性难以控制，通常表现为钻井液粘度过稠或不稳定。

钻井液流变性能测试，采用ZNN-D6S型六速旋转粘度计进行测试。

取出仪器，检查各转动部件、电器及电源插头是否安全可靠；

将外转筒取下，将实验部件清洗干净；

将档位调至“停”位，接通电源；

将仪器在300r/min和600r/min下转动，观察外筒摆动与否，摆动则重装外筒；

300r/min下检查刻度盘指针是否在零位，不在则要校验；

将搅拌后的钻井液倒入样品杯中至350mL刻线处，置于托盘，上升使内杯液面达到外转筒至刻线处；

迅速从高速至低速进行测量，待刻度盘读数稳定后，分别记录各速梯下的读数，

计算公式如下公式：

AV＝(1/2)θ₆₀₀

PV＝θ₆₀₀-θ₃₀₀

YP＝0.5(θ₃₀₀-PV)

占井液中压滤失量测试采用SD6型多联中压滤失仪测试

确认仪器各部件清洗干净，密封圈完好；

将搅拌后的钻井液倒入样品杯中至刻线处，放好密封圈和滤纸，将样品杯上部件组好旋紧；

将以干燥的刻度量筒接于滤液流出管的下端，在气源为0.69MPa情况下，打开进气阀，并立即计时；

记录30min后量筒收集的滤液体积，此即为API滤失量。关闭气源，打开泄压阀；

打开样品杯，倒掉样品，取下滤纸，尽量不要伤害滤饼，用轻缓的水流冲淋泥饼，记录泥饼情况。

表5 常温下流变性和滤失量实验数据

注：淡水原浆配方：清水10L，钠基膨润土3％+土质量0.05％的碳酸钠；

表6 常温下流变性和滤失量实验数据

注：聚合物基浆配方：清水10L，膨润土3％，+土质量0.05％的碳酸钠；PHPA0.4％，

从表5数据可知，淡水基浆的动塑比较低，加入了聚胺和氯化钾的动塑比都增加，特别是氯化钾大大增加，动塑比不在一个合理的范围。同时加入聚胺和氯化钾后滤失量也大大增加，不利于井壁稳定。而加入该离子液体后增大了淡水基浆的动塑比，有利于携岩，同时相对于基浆和加入聚胺和氯化钾来说，有一定的降滤失作用。

由表6数据可知，加入聚合物的聚合物基浆的粘度增大，动塑比增加有利于携岩，在加入不同处理剂对流变性的影响和对淡水基浆的影响一致。这也说明该离子液体在加量很低的浓度下可以降低粘度，说明加入了该离子液体后钻井液体系可以容纳更多的固相，同时改善动塑比，有利于携岩，和常规的抑制剂相比，还可以降低滤失量。

实施例4润滑性实验

润滑性包括钻井液自身的润滑性和所形成的泥饼的润滑性能。深部钻井(特别是旨在采集石油/天然气的井)面临着温度高、压力大、井眼失稳、扭矩增大、机械钻速慢、储层保护效果差等技术难题。特别是钻深井超深井/水平井/大斜度井/水平井和丛式井时，钻柱的旋转阻力和提拉阻力会大幅度提高。调节钻井液的润滑性能对于深部钻井能减少卡钻等钻井事故，保证安全/快速钻井。

钻井液润滑性的评价方法采用E-P极压润滑仪，它们主要是反映泥饼与钢、钢与钢之间的摩擦力，E-P极压润滑系数测定仪进行了改造，极压润滑仪使用岩心块代替钢块，模拟井壁(岩心块)与钻具(钢)之间的摩擦力；从而其结果更能接近现场实际。

实验步骤和实验结果如下：

①正确安装滑块(宽面靠近轴心，但不与轴心接触)，开电机300r/min，空转15min，然后调节转速60r/min，稳后关电机；

②样品杯中加清水，开电机，空转5min(60r/min)；

③调节扭矩扳手150N·m(黄针指零、蓝针在150N·m)，加压后转速调为60r/min，稳后松开扭矩扳手，然后调零。加压到150N·m转5min，仪表读数应在28～48(±3)范围内；

④松开扭力扳手，关闭电机，倒掉清水，擦干试环、试块表面，装入待测样品入测试杯，开电机，加压150N·m(60r/min)，直至仪表读数稳定，读仪表读数；

⑤应每测一个样品都应用清水校准一次，清水摩阻系数28-48(±3)，不在应继续磨合。

表7 润滑性实验数据

实验结果表明该离子液体有一定的润滑作用。

实施例5储层保护效果实验评价

钻井与完井的最终目的在于钻开储层并形成油气流动的通道，建立油气井良好的生产条件。阻碍流体从井眼周围流入井底都会对储层产生损害。油气层损害的主要表现形式是油气层渗透率的降低。

室内研究对KCl成膜封堵低侵入钻井液体系储层保护效果进行了评价，实验步骤按石油天然气行业标准SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》中关于工作液评价部分执行，实验步骤如下：

①将岩心抽真空，用模拟地层水饱和；

②在常温下正向用气测定原始渗透率Kg；

③在动态污染仪上，在3.5MPa、130℃下，反向用钻井液污染；

④取出岩心，在常温下正向用气测定渗透率Kgd；

⑤计算渗透率恢复值Kgd/Kg。

岩心分别选用南堡油田4馆陶组岩心和东营组岩心做了渗透率恢复值试验。岩心的基本物理参数以及包含离子液体的钻井液体系和包含聚胺钻井液体系的储层保护效果评价结果如下所示：

表8 岩样的来源及基本物性参数

表9 该钻井液体系储层保护效果

钻井液配方：3％膨润土+0.4％PMHA+2％无荧光液体润滑剂+2％SAS+抑制剂1.5％SPNH+2％SMP+0.2％XC。

从表9的数据可以看出，使用该离子液体和聚胺的钻井液体系的渗透率恢复值都很高，具有良好的储层保护效果的能力。对于渗透率不等的天然岩心，其未切片前的渗透率恢复值都达到了80％以上，该离子液体的储层保护效果优于聚胺；切片1cm后该离子液体甚的渗透率恢复值至超过100％以上，有改善储层的作用。

本发明的钻井液及其制备方法和应用不局限于上述的内容，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。

Claims (9)

1.一种钻井液，其特征在于：包含0.01-10重量％的含杂环离子液体。

2.根据权利要求1所述的钻井液，其中含杂环离子液体的含量为0.03-3重量％。

3.根据权利要求1或2所述的钻井液，其中所述含杂环离子液体的阳离子基团选自以下基团之一：

其中R、R1、R2、R3、R4分别选自H、C_nH_2n+1(n＝1-12)、Ph、PhCH₂、OH、CH₃COOCH₂CH₂。

4.根据权利要求1-3任一项所述的钻井液，其中所述含杂环离子液体的阴离子基团选自以下基团之一：BF₄ ^-、PF₆ ^-、NO₃ ^-、CF₃SO₃ ^-、HSO₄ ^-、AlCl₄ ^-。

5.根据权利要求1-4任一项所述的钻井液，所述钻井液中试剂含量为0.1重量％至10重量％。

6.根据权利要求5所述的钻井液，所述钻井液中试剂含量为0.1重量％至5重量％。

7.根据权利要求6所述的钻井液，所述钻井液中试剂含量为1重量％至3重量％。

8.一种离子液体在权利要求1-7所述的钻井液中的用途，其特征在于所述离子液体作为高温抑制剂、流型控制剂和润滑剂，所述离子液体阳离子基团选自以下基团之一：

其中R、R1、R2、R3、R4分别选自H、C_nH_2n+1(n＝1-12)、Ph、PhCH₂、OH、CH₃COOCH₂CH₂。

9.一种离子液体在权利要求1-7所述的钻井液中的用途，所述离子液体的阴离子基团选自以下基团之一：BF₄ ^-、PF₆ ^-、NO₃ ^-、CF₃SO₃ ^-、HSO₄ ^-、AlCl₄ ^-。