CN106753287B - 一种深海和冻土区钻探用超低温钻井液 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种深海和冻土区钻探用超低温钻井液。它包括以下质量份的组分：水100份，“封堵‑抑制”型井壁稳定剂2～7份，增粘剂0.05～0.8份，包被抑制剂0.05～0.5份，降滤失剂1～10份，水合物抑制剂10～40份，卵磷脂0～1份，配浆土0～4份，润滑剂0～3份，加重剂0～150份。本发明的钻井液利用“封堵‑抑制”型井壁稳定剂的物理化学特性封堵井壁与抑制泥页岩水化的协同作用，能有效阻缓孔隙压力传递并抑制泥页岩水化，可在深海和冻土区钻探中保持优良的井壁稳定性；在低至‑10℃时仍可保持良好的流变性和滤失性；可有效抑制天然气水合物生成；润滑性优良。

Description

一种深海和冻土区钻探用超低温钻井液

技术领域

本发明涉及一种石油、天然气以及天然气水合物钻探用钻井液，特别涉及一种深海和冻土区超低温地层钻井使用的水基钻井液。

背景技术

深海油气及天然气水合物资源极为丰富，冻土区同样蕴藏着丰富的天然气水合物资源。与陆地或浅海钻井相比，深海及冻土区超低温地层钻井面临着许多特殊的技术问题，要求钻井液具有以下性能。(1)优良的低温流变性。墨西哥湾、我国南海及西非海域海底温度最低为2～4℃，低温造成钻井液粘度、切力大幅度上升，油基钻井液甚至出现显著的胶凝现象，影响钻井作业顺利进行。而北海海域最低温度接近-5℃，冻土区地层温度甚至低于-5℃，超低温环境对钻井液流变性的调控提出了更严格的要求。(2)优良的井壁稳定性能。深海浅部地层胶结性差，安全作业密度窗口窄，容易发生井壁坍塌或漏失；深海或冻土区可能存在的水敏性泥页岩极易水化膨胀、分散，造成井壁失稳。而常规的提高井壁稳定性的处理剂的加入，可能对钻井液流变性造成负面影响，造成低温严重增稠。因此，如何同时保持优良的井壁稳定性和低温流变性对钻井液提出了巨大技术挑战。(3)优良的天然气水合物抑制性。深海海底或冻土区低温高压环境中极易导致钻井液中形成天然气水合物，堵塞导管和防喷器等，造成严重的安全事故。(4)无生物毒性。严格的海洋环保法规要求钻井液无生物毒性，因此，一些陆地钻井使用的钻井液处理剂无法在海洋钻井中使用。(5)优良的滤失造壁性和润滑性。

油基/合成基钻井液具有优异的井壁稳定性等优点，是复杂地层钻进的首选，但其成本高且存在环保问题。水基钻井液具有成本低以及环保等优点，但常规水基钻井液难以解决深海浅部地层的井壁失稳问题，并且存在水合物抑制能力差，低温下流变性差等缺点，难以满足深海及冻土区超低温地层钻井工程技术要求。

通过文献检索，国内外针对钻井液低温流变特性的研究报道较多，但是对深海和冻土区超低温地层(-5℃甚至更低)钻井液体系研制方面的研究很少。

中国专利CN 105018052A(申请号：201510416782.1，名称：一种低固相低温聚合物钻井液)公开了一种低固相低温聚合物钻井液，包含基础液为在水中加入钠基膨润土基浆与氯化钠；处理剂为磺化物阳离子交换树脂与多聚糖作为流型调节剂。该钻井液在凝固点可达到-15℃，低温下流变性能好。但是在深海和冻土区钻探工程中，不仅要求钻井液具有良好的低温流变性，还要求钻井液具有良好的井壁稳定性、滤失性、抑制天然气水合物生成性能等。该发明专利公开的钻井液未考虑上述性能要求，也未加入相应的钻井液处理剂，无法得知其综合性能能否满足深海和冻土区钻井工程技术要求。

中国专利CN103834371A(申请号：201410079465.0，名称：一种冻土层或严寒地区钻探用耐超低温钙基低固相钻井液)公开了一种适用于超低温环境的耐低温低固相钻井液，由水100份、氯化钙10～30份、多功能复合剂1～10份、降粘剂0.5～2.0份、降滤失剂0.1～10份、润滑剂1～5份、消泡剂1～3份组成。该钻井液在-5℃下塑性粘度为15mPa·s，API滤失量为5.0mL，在-35℃下仍具有流动性。该发明专利公开的钻井液同样仅关注钻井液流变性，未考虑井壁稳定性、水合物抑制性等关键性能。要实现现场应用，钻井液必须具有良好的流变性、滤失性、井壁稳定性、水合物抑制性、润滑性等。

中国专利CN105505346A(申请号：201510906128.9，名称：一种低温地层钻井用水基钻井液)公布了一种低温地层钻井用水基钻井液。其技术方案是包括以下重量份的组分制成：水100份，配浆土0～4份，流型调节剂0.1～5份，页岩抑制剂1～8份，包被抑制剂0.05～0.5份，降滤失剂3～10份，水合物抑制剂10～40份，润滑剂1～2份，重晶石0～100份.该发明的钻井液使用了粘弹性表面活性剂调节流变性，在-5℃下具有良好的流变性；在-5℃、15MPa条件下可保证钻井液搅拌16h无水合物生成。但该发明的钻井液仅能通过页岩抑制剂的化学作用抑制粘土水化膨胀、分散，提高井壁稳定性，无法提供物理封堵与化学抑制协同作用提高井壁稳定性；此外，该发明的钻井液使用了粘弹性表面活性剂调节流变性，钻井液在-5℃下具有良好的流变性，但能否在-10℃低温下保持良好的流变性和水合物抑制性并没有确切的数据支撑。

中国专利CN103146364A(申请号：201310064155.7；名称：一种强抑制水基钻井液)公开了一种强抑制水基钻井液。它包括下述质量份的组分：水100份，聚胺抑制剂0.2～4份，包被抑制剂0.1～1份，水合物抑制剂10～25份，增粘剂0.1～1份，降滤失剂0.5～5份，和液体润滑剂0.5～3份。该本发明的钻井液的抑制性与油基钻井液相当；具有良好的“低温-高温”稳定性，可适用于深水大温差环境中(2℃～150℃)。该发明的钻井液适用的最低温度为2℃，但在深海和冻土区钻探低温-高温环境中能否保持良好的井壁稳定性以及在-10℃低温下能否保持良好的流变性和水合物抑制性，并没有确切的数据支持。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种水基钻井液，可在深海和冻土区油气及天然气水合物钻探超低温条件下，保持良好的流变性和滤失性，提高井壁稳定性，抑制天然气水合物生成引起堵塞井筒和管线问题等。

本发明所提供的一种水基钻井液，包括下述质量份的组分：

水100份，“封堵-抑制”型井壁稳定剂2～7份，增粘剂0.05～0.8份，包被抑制剂0.05～0.5份，降滤失剂1～10份，水合物抑制剂10～40份，卵磷脂0～1份，配浆土0～4份，润滑剂0～3份，加重剂0～150份；

所述“封堵-抑制”型井壁稳定剂由胺基聚合物、聚合醇和腐殖酸-铝组成；所述胺基聚合物、聚合醇和腐殖酸-铝的质量比为1～10：1～10：1～7；

所述胺基聚合物为聚醚二胺与环氧烷烃反应合成，所述聚醚二胺与环氧烷烃的摩尔比为1～8∶1～20；聚醚二胺与环氧烷烃反应按现有技术即可。

所述聚醚二胺为聚氧乙烯二胺、聚氧丙烯二胺和聚氧乙烯丙烯二胺中至少一种；

所述环氧烷烃为环氧乙烷和环氧丙烷中至少一种；

所述聚合醇为聚乙二醇、聚丙三醇、乙二醇和丙三醇共聚物中至少一种；

所述腐殖酸-铝为腐殖酸在酸性条件下与含铝化合物在25～95℃下反应合成；所述腐殖酸与含铝化合物的摩尔比为1～10：2～35；所述反应按现有技术即可；

所述含铝化合物为氢氧化铝、硫酸铝和氯化铝中至少一种。

根据本发明，所述钻井液中包含高效的“封堵-抑制”型井壁稳定剂，其由胺基聚合物、聚合醇和腐殖酸-铝组成；依靠三者的物理化学特性产生的“封堵井壁”与“抑制泥页岩水化”的协同作用，可在深海和冻土区钻探低温-高温环境中保持良好的井壁稳定性。原理是利用腐殖酸-铝的封堵作用阻缓孔隙压力传递和滤液传递；利用胺基聚合物的静电引力与氢键共同作用压缩粘土层，减弱粘土水化引起的膨胀和分散；利用聚合醇在粘土表面形成吸附膜，抑制粘土水化膨胀、分散，同时析出的聚合醇颗粒可以封堵泥页岩微裂缝和孔隙，阻缓压力和滤液传递。在钻进天然气水合物地层时，进一步加入卵磷脂，减少地层中天然气水合物的分解，避免因水合物大量分解造成井壁失稳甚至安全事故。

上述水基钻井液，所述增粘剂为钻井液用黄原胶、聚阴离子纤维素和羧甲基纤维素中至少一种。

上述水基钻井液，所述包被抑制剂为部分水解聚丙烯酰胺、阳离子聚丙烯酰胺和聚丙烯酰胺中至少一种。

上述水基钻井液，所述降滤失剂为磺化酚醛树脂、磺化褐煤树脂、改性淀粉、聚阴离子纤维素和羧甲基纤维素中至少一种。

上述水基钻井液，所述水合物抑制剂为氯化钠、氯化钾、乙二醇、聚乙烯基吡咯烷酮和聚乙烯基己内酰胺中至少一种。

上述水基钻井液，所述卵磷脂为工业用大豆卵磷脂。

上述水基钻井液，所述配浆土为钻井液钠基膨润土和钙基膨润土中至少一种。

上述水基钻井液，所述润滑剂为钻井液用石墨润滑剂和液体润滑剂中至少一种。

上述水基钻井液，所述加重剂为重晶石、碳酸钙和有机盐中至少一种。

根据本发明大量的优化实验，本发明的钻井液所述的“封堵-抑制”型井壁稳定剂，即胺基聚合物、聚合醇和腐殖酸-铝复配使用，或进一步加入卵磷脂，具有很好的配伍性，不会对钻井液的流变性、滤失性等造成负面影响。本发明的钻井液不含有粘弹性表面活性剂，通过对各组分的优化，保证各类钻井液处理剂间具有良好的配伍性，可在-10℃下具有良好的流变性，并且在-10℃、15MPa条件下至少16h无水合物生成。

本发明与现有技术相比具有如下有益效果：

1、本发明的水基钻井液具有极强的稳定井壁能力。利用“封堵-抑制”型井壁稳定剂，即胺基聚合物、聚合醇和腐殖酸-铝复配使用，依靠三者的物理化学特性，封堵井壁与抑制泥页岩水化的协同作用，可在深海和冻土区钻探低温-高温环境中保持良好的井壁稳定性，原理分析如下。腐殖酸-铝可在泥页岩孔隙中形成团絮状沉淀，从而在泥页岩表面形成致密的封堵层，阻缓孔隙压力传递和滤液传递；利用胺基聚合物分子部分解离形成铵基阳离子，中和粘土表面的负电荷，降低粘土水化斥力，同时胺基聚合物可与粘土表面的硅氧烷基形成氢键，吸附在粘土表面，通过静电引力与氢键共同作用压缩粘土层，减弱粘土水化引起的膨胀和分散；利用聚合醇在粘土表面的吸附作用，尤其是在深部地层钻探时，聚合醇可在粘土表面形成吸附膜，抑制粘土水化膨胀、分散，同时析出的聚合醇颗粒可以封堵泥页岩微裂缝和孔隙，阻缓压力和滤液传递。在钻进天然气水合物地层时，进一步加入卵磷脂，减少地层中天然气水合物的分解，避免因水合物大量分解造成井壁失稳甚至安全事故。本发明的钻井液所述的“封堵-抑制”型井壁稳定剂，即胺基聚合物、聚合醇和腐殖酸-铝复配使用，或进一步加入卵磷脂，具有很好的配伍性，不会对钻井液的流变性、滤失性等造成负面影响。

2、本发明的水基钻井液在保证优良的井壁稳定性的基础上，还具有优良的超低温流变性和滤失性，在温度低至-5℃甚至-10℃时，塑性粘度≤44mPa·s，动切力≤20Pa，API滤失量≤5mL；同时具有良好的润滑性，润滑系数＜0.1。

3、本发明的水基钻井液具有良好的抑制天然气水合物生成能力，在-10℃、15MPa条件下至少16h无水合物生成。

具体实施方式

下面通过具体实施例对本发明做进一步说明，但本发明的保护范围并不限于此。

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聚乙二醇、磺化酚醛树脂SD-102和液体润滑剂SD-506购买于东营市石大创新科技有限责任公司；

黄原胶XC购买于任丘市燕兴化工有限公司；

部分水解聚丙烯酰胺PHPA和聚丙烯酰胺PAM购买于东营市诺尔化工有限责任公司；

磺化褐煤树脂、聚阴离子纤维素PAC-HV和PAC-LV购买于中海油田服务股份有限责任公司；

聚乙烯基吡咯烷酮购买于攻碧克新材料科技(上海)有限公司；

卵磷脂购买于郑州亿之源化工有限公司。

实施例1：配制深海油气钻探用超低温钻井液，包括下述质量份的组分：

水100份，钠基膨润土2份，胺基聚合物2.5份，聚乙二醇2份，腐殖酸-铝1份，聚阴离子纤维素PAC-HV0.2份，部分水解聚丙烯酰胺PHPA0.05份，磺化酚醛树脂SD-1025.5份，氯化钾4份，氯化钠25份，液体润滑剂SD-505 1份，重晶石20份。

本实施例中所用到的胺基聚合物是通过以下方法制备的：

在容积为1L的高温高压反应釜中加入330g二乙二醇二(3-氨基丙基)醚和0.33g氢氧化钾，将反应釜抽真空加热，同时启动搅拌，搅拌速率为300r/min。升温至90℃时通入26.4g环氧乙烷，继续升温，当温度升至105℃时通入105.6g环氧乙烷。反应开始后维持反应温度为110℃，待反应釜内压力下降并保持不变后，继续维持温度30min，然后冷却至常温，即可得目标产品。

本实施例中所用到的腐殖酸-铝是通过以下方法制备的：121克的腐殖酸在酸性条件下与240克的硫酸铝在95℃下反应合成。

实施例2：配制深海天然气水合物钻探用超低温钻井液，包括下述质量份的组分：

水100份，胺基聚合物2份，聚乙二醇1份，腐殖酸-铝1份，黄原胶XC0.2份，聚丙烯酰胺PAM 0.05份，聚阴离子纤维素PAC-LV0.4份，磺化酚醛树脂SD-1024.5份，氯化钾4份，聚乙烯基吡咯烷酮0.5份，氯化钠10份，卵磷脂0.2份。

本实施例中所用到的胺基聚合物的制备方法与实施例1中相同。

本实施例中所用到的腐殖酸-铝是通过以下方法制备的：144克的腐殖酸在酸性条件下与211.3克的氢氧化铝和氯化铝的混合物(摩尔比1∶1)在90℃下反应合成。

实施例3：配制冻土区天然气水合物钻探用超低温钻井液，包括下述质量份的组分：

水100份，钠基膨润土2.5份，胺基聚合物1份，聚乙二醇0.5份，腐殖酸-铝0.8份，黄原胶XC0.1份，聚丙烯酰胺PAM 0.10份，聚阴离子纤维素PAC-LV0.4份，磺化褐煤树脂4份，聚乙烯基吡咯烷酮0.5份，液体润滑剂SD-505 1份，氯化钠20份，卵磷脂0.2份。

本实施例中所用到的胺基聚合物是通过以下方法制备的：

在容积为1L的高温高压反应釜中加入330g聚氧乙烯丙烯二胺和0.33g氢氧化钾，将反应釜抽真空加热，同时启动搅拌，搅拌速率为300r/min。升温至90℃时通入26.4g环氧乙烷，继续升温，当温度升至100℃时通入105.6g环氧乙烷。反应开始后维持反应温度为105℃，待反应釜内压力下降并保持不变后，继续维持温度30min，然后冷却至常温，即可得目标产品。

本实施例中所用到的腐殖酸-铝的制备方法同实施例2。

下面对实施例1至3制备的钻井液的效果进行测试。

1、钻井液流变性、滤失性测试

在-10℃、-5℃、0℃和25℃条件下测试钻井液的流变性和滤失性，见表1。实施例1和实施例2用于深海油气和天然气水合物钻探，深海海底最低温度通常在0℃以上，北海海域海底温度最低在-5℃以上，因此，测试钻井液在-5℃、0℃和25℃时的流变性和滤失性；实施例3用于冻土区天然气水合物钻探，冻土区最低温度接近-10℃，因此，测试钻井液在-10℃、-5℃、0℃和25℃时的流变性和滤失性。以典型的KCl/聚合物水基钻井液作为对比例，对比分析本发明的钻井液的流变性和滤失性。KCl/聚合物钻井液是目前国内外广泛使用的典型水基钻井液，本实验使用的KCl/聚合物钻井液为渤海海域某油田现场使用的钻井液。

表1结果表明，本发明的钻井液在-5℃甚至-10℃下仍具有良好的流变性，塑性粘度控制在44mPa·s以内，动切力控制在20Pa以内，未发生严重增稠甚至胶凝，而作为对比例的KCl/聚合物钻井液在-5℃下塑性粘度高达63mPa·s，动切力高达33Pa以上，较高的钻井液粘度和动切力造成循环压耗增大，钻井效率低。由于作为对比例的KCl/聚合物钻井液在-10℃下结冰无法流动，因此，以-5℃下的流变参数与25℃下的流变参数的比值来表征钻井液受超低温环境的影响。本发明的实施例的塑性粘度(-5℃)/塑性粘度(25℃)分别为1.57、1.48和1.60，而对比例的塑性粘度比值为2.17；本发明的实施例的动切力(-5℃)/动切力(25℃)分别为1.54、1.42和1.58，而对比例的动切力比值为2.2；本发明的实施例的动塑比保持在0.5左右，可保证井眼清洗效率。对比结果表明，本发明的钻井液在超低温下具有良好的流变性。此外，本发明的实施例在不同温度下的API滤失量均控制在5mL以内，满足钻井工程对钻井液滤失性的要求。

表1钻井液流变性、滤失性测试结果

2、钻井液稳定井壁性能测试

(1)孔隙压力传递特性测试

钻井工程中，超过75％钻遇地层是泥页岩，其中超过90％会发生井壁失稳问题，严重影响钻井作业顺利进行。维持井壁稳定的一个重要因素是阻缓泥页岩中的孔隙压力传递。利用中国石油大学(华东)研制的泥页岩水化-力学耦合模拟实验装置和方法(《泥页岩水化-力学耦合模拟实验装置与压力传递实验新技术》)，以实施例1为例，分析本发明的钻井液阻缓泥页岩孔隙压力传递能力。实验步骤为：①首先在地层水/泥页岩岩心/地层水条件下进行孔隙压力传递测试，实验过程中，轴压为5MPa，围压为5MPa，上压为2MPa，下压为初始压力1MPa，监测下游试液锁紧后压力随时间的变化；②注入钻井液，在1MPa压差下与岩心作用12h；③用地层水将钻井液替出，继续孔隙压力传递实验，记录下游压力随时间的变化以及最终下游压力与上游压力达到平衡的时间。结果表明，未与钻井液作用的空白泥页岩岩心传递1MPa压差所需的时间为1.5h，与KCl/聚合物钻井液作用后的岩心传递1MPa压差所需时间为5.3h，而与本发明的实施例1作用后的岩心传递1MPa压差所需时间为25.4h，说明本发明的钻井液将泥页岩中孔隙压力传递时间延长了15倍以上，为减少井壁失稳、提高安全钻进时间提供了技术保障。

(2)页岩抑制性测试

泥页岩水化膨胀、分散是引起井壁失稳的关键因素之一。通过页岩膨胀实验和滚动分散实验，测试钻井液抑制泥页岩水化膨胀、分散能力，见表2。结果表明，清水中泥页岩膨胀率达到37.5％，在本发明的实施例中膨胀率为6.1％～7.2％，表明本发明的实施例可大幅降低泥页岩的水化膨胀；泥页岩在清水中的回收率为13.1％，在本发明的实施例中最高可达92.5％，表明本发明的钻井液可有效抑制泥页岩水化膨胀、分散，提高井壁稳定性。

表2钻井液抑制泥页岩水化性能测试结果

试液	膨胀率/％	页岩回收率/％
			清水	37.5	13.1
实施例1	6.1	92.5
			实施例2	7.0	87.4
实施例3	7.2	85.8
			KCl/聚合物钻井液	8.9	74.2

3、抑制天然气水合物生成性能测试

通过天然气水合物抑制性评价实验，模拟深海海底低温高压环境，测试了本发明的钻井液抑制天然气水合物生成效果。实施例1和实施例2的测试实验是在模拟深海超低温高压条件(-5℃、15MPa)下进行；实施例3的测试实验是在模拟冻土区超低温高压(-10℃、15MPa)条件下进行，实验搅拌速率为300r/min，模拟钻柱转动。结果表明，搅拌长达16h，钻井液中未生成天然气水合物，可为钻井作业提供充足的安全钻井时间，表明本发明的钻井液具有良好的抑制天然气水合物生成性能。

4、抗污染性能测试

深海和冻土区钻探中，钻井液可能受到地层粘土和无机盐的污染，导致流变性和滤失性恶化，影响钻井作业效率。实验测试了本发明的钻井液抗粘土和氯化钠污染性能，见表3。结果表明，分别加入10％氯化钠或5％粘土后，本发明的实施例的流变性和滤失性变化较小，具有良好的抗污染性能。

表3钻井液流变性指标

5、润滑性测试

利用钻井液极压润滑仪，测试了本发明的钻井液的极压润滑系数。结果表明，3个实施例的极压润滑系数分别为0.0974、0.0892和0.0919，均在0.1以内，表明本发明的钻井液具有良好的润滑性。

Claims (10)

1.一种深海和冻土区钻探用超低温钻井液，包括下述质量份的组分：

水100份，“封堵-抑制”型井壁稳定剂2～7份，增粘剂0.05～0.8份，包被抑制剂0.05～0.5份，降滤失剂1～10份，水合物抑制剂10～40份，卵磷脂0～1份，配浆土0～4份，润滑剂0～3份，加重剂0～150份；

所述“封堵-抑制”型井壁稳定剂由胺基聚合物、聚合醇和腐殖酸-铝组成；所述胺基聚合物、聚合醇和腐殖酸-铝的质量比为1～10：1～10：1～7；

所述胺基聚合物为聚醚二胺与环氧烷烃反应合成，所述聚醚二胺与环氧烷烃的摩尔比为1～8∶1～20；所述聚醚二胺为聚氧乙烯二胺、聚氧丙烯二胺和聚氧乙烯丙烯二胺中至少一种；所述环氧烷烃为环氧乙烷和环氧丙烷中至少一种。

2.如权利要求1所述的深海和冻土区钻探用超低温钻井液，其特征在于，所述聚合醇为聚乙二醇、聚丙三醇、乙二醇和丙三醇共聚物中至少一种；

所述腐殖酸-铝为腐殖酸在酸性条件下与含铝化合物在25～95℃下反应合成；所述腐殖酸与含铝化合物的摩尔比为1～10：2～35；所述含铝化合物为氢氧化铝、硫酸铝和氯化铝中至少一种。

3.如权利要求1所述的深海和冻土区钻探用超低温钻井液，其特征在于，所述增粘剂为钻井液用黄原胶、聚阴离子纤维素和羧甲基纤维素中至少一种。

4.如权利要求1所述的深海和冻土区钻探用超低温钻井液，其特征在于，所述包被抑制剂为部分水解聚丙烯酰胺、阳离子聚丙烯酰胺和聚丙烯酰胺中至少一种。

5.如权利要求1所述的深海和冻土区钻探用超低温钻井液，其特征在于，所述降滤失剂为磺化酚醛树脂、磺化褐煤树脂、改性淀粉、聚阴离子纤维素和羧甲基纤维素中至少一种。

6.如权利要求1所述的深海和冻土区钻探用超低温钻井液，其特征在于，所述水合物抑制剂为氯化钠、氯化钾、乙二醇、聚乙烯基吡咯烷酮和聚乙烯基己内酰胺中至少一种。

7.如权利要求1所述的深海和冻土区钻探用超低温钻井液，其特征在于，所述卵磷脂为工业用大豆卵磷脂；所述配浆土为钻井液钠基膨润土和钙基膨润土中至少一种；所述润滑剂为钻井液用石墨润滑剂和液体润滑剂中至少一种；所述加重剂为重晶石、碳酸钙和有机盐中至少一种。

8.如权利要求1所述的深海和冻土区钻探用超低温钻井液，其特征在于，配制深海油气钻探用超低温钻井液，包括下述质量份的组分：

水100份，钠基膨润土2份，胺基聚合物2.5份，聚乙二醇2份，腐殖酸-铝1份，聚阴离子纤维素PAC-HV0.2份，部分水解聚丙烯酰胺PHPA0.05份，磺化酚醛树脂SD-1025.5份，氯化钾4份，氯化钠25份，液体润滑剂SD-5051份，重晶石20份。

9.如权利要求1所述的深海和冻土区钻探用超低温钻井液，其特征在于，配制深海天然气水合物钻探用超低温钻井液，包括下述质量份的组分：

水100份，胺基聚合物2份，聚乙二醇1份，腐殖酸-铝1份，黄原胶XC0.2份，聚丙烯酰胺PAM 0.05份，聚阴离子纤维素PAC-LV0.4份，磺化酚醛树脂SD-1024.5份，氯化钾4份，聚乙烯基吡咯烷酮0.5份，氯化钠10份，卵磷脂0.2份。

10.如权利要求1所述的深海和冻土区钻探用超低温钻井液，其特征在于，配制冻土区天然气水合物钻探用超低温钻井液，包括下述质量份的组分：

水100份，钠基膨润土2.5份，胺基聚合物1份，聚乙二醇0.5份，腐殖酸-铝0.8份，黄原胶XC0.1份，聚丙烯酰胺PAM 0.10份，聚阴离子纤维素PAC-LV0.4份，磺化褐煤树脂4份，聚乙烯基吡咯烷酮0.5份，液体润滑剂SD-5051份，氯化钠20份，卵磷脂0.2份。