CN110628398A

CN110628398A - 一种页岩气井用水基钻井液及其生产方法

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Publication number: CN110628398A
Application number: CN201910948499.1A
Authority: CN
Inventors: 郑�和; 王亚宁; 龚厚平; 蔡巍; 陈文可; 张晓红
Original assignee: Sinopec East China Petroleum Engineering Corp
Current assignee: Sinopec East China Petroleum Engineering Corp
Priority date: 2019-10-08
Filing date: 2019-10-08
Publication date: 2019-12-31
Anticipated expiration: 2039-10-08
Also published as: CN110628398B

Abstract

本发明涉及一种页岩气井用水基钻井液及其生产方法，依次包括如下步骤，⑴准备原料，水1000份；钠基膨润土45～50份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型100份；抑制防塌剂无荧光白沥青15～20份；固体聚合醇10～20份；降滤失剂10～20份；聚胺抑制剂0.5～1份；超细碳酸钙20～30份；极压润滑剂10～25份；包被抑制剂0.5～1份；⑵将钠基膨润土与水混合并搅拌，常温下养护至少24小时；⑶在搅拌下先加入水溶性抑制加重剂Ⅱ型和Ⅲ型，再加入抑制防塌剂无荧光白沥青和固体聚合醇，再加入降滤失剂和聚胺抑制剂，再加入超细碳酸钙和极压润滑剂，最后加入包被抑制剂，再调节pH值和密度。该钻井液具有高封堵性、强抑制性和极好的润滑性，可以满足页岩气水平井的安全钻井需求。

Description

一种页岩气井用水基钻井液及其生产方法

技术领域

本发明涉及一种页岩气井用水基钻井液，还涉及一种页岩气井用水基钻井液的生产方法，属于石油天然气钻井技术领域，可满足页岩气井施工的需要，以取代油基钻井液。

背景技术

21世纪以来，以美国为代表，通过水平井钻井和多级水力压裂开发技术掀起了“页岩气革命”，很快这股浪潮席卷全球，目前有约30个国家加入了页岩气勘探开发行列。我国也相继在四川长宁、威远，重庆涪陵、彭水，云南昭通等地开展了页岩气开发，并于2014年在重庆涪陵实现了页岩气商业化开发。

页岩气井在施工过中，由于页岩地层的特殊性和复杂性，页岩微裂缝和层理发育，水敏性强，在长水平段钻井中，不仅容易发生井漏、垮塌等问题，而且由于水平段较长还会带来摩阻、携岩及储层污染等问题，从而增大了施工中井下复杂故障的几率。国内外在页岩气水平井钻井过程中大多数首选油基钻井液技术，以应对长井段水平井存在的井壁失稳和高摩阻问题。但是油基钻井液存在以下几个不利因素：（1）由于钻井低成本的压力，油基钻井液的成本太高；（2）迫于越来越严格的环保法规要求，油基钻井液不利于地层及环境保护。而传统的强抑制水基钻井液又难以满足页岩气施工的要求。所以针对页岩气水平井的技术难题和环保要求，国内外各大钻井液公司纷纷研发了在性能、成本和环境保护等方面能够部分取代油基钻井液与合成基钻井液的页岩气井用水基钻井液，已满足新时代页岩气井施工的需要。

针对页岩气水平井的技术难题和环保要求，国外各大钻井液公司研发了在性能、成本和环境保护等方面能够取代油基钻井液的页岩气井用水基钻井液，形成了具有代表性的页岩气井用水基钻井液技术和产品，并有在一些井上成功应用的案例报道。M-I Swaco公司研制了多种环保型页岩气井用水基钻井液体系，包括ULTRADRIL体系、KLA-SHIELD体系和HydraGlyde体系。该体系能够提供良好的抑制性、润滑性、井眼净化能力和高的机械钻速，其无毒性使钻井作业产生的钻屑可直接排放，完钻后钻井液可回收使用，大大降低了钻井成本；目前该体系已成功用于环境敏感地区的高活性页岩钻井、深水钻井。

哈利伯顿公司研制了HYDRO-GUADRTM页岩气井用水基钻井液，该体系中通过聚胺盐和铝酸络合物提高体系的抑制性，采用快钻剂防止钻头泥包，可变形聚合物封堵剂紧密填充页岩微裂缝。已成功应用于沙特、埃及、非洲、墨西哥湾等地的活性泥页岩地层及深水钻井。

国内相关单位和研究机构也有这方面的研究，如张衍喜等研究了一种适应于页岩油气大段泥页岩的水基钻井液体系，该体系以聚合物、有机胺等具有强抑制性的处理剂为主，以纳米乳液、聚合醇、铝胺聚合物、沥青类产品为强封堵性处理剂为辅，加入高效润滑剂，形成铝胺聚合物润滑防塌体系。胜利油田钻井研究院研制的多硅基强封堵水基钻井液技术在页岩油气藏水平井东平1 井三开段进行成功应用。中国石油集团公司针对页岩垮塌和摩阻大等问题，成功开发出CQH-M1和DRHPW-1两套页岩气水基钻井液体系，并在四川长宁-威远区块和昭通区块成功应用数口页岩气水平井，但目前威远区块油基钻井液依然是主选钻井液体系。

国内页岩气井用水基钻井液的技术水平层次不齐，由于页岩地层的特殊性和复杂性，这些水基钻井液有的在施工中，井下复杂故障不断；再加上页岩各个区块的差异性很大，任何配方都不可能实现满足任何区块的要求。特别是长水平段页岩气井，井壁稳定，润滑防卡方面都存在一些问题。具体表现在：⑴抑制和封堵性不好，井壁失稳问题严重，无法满足长水平段施工要求；⑵润滑防卡不好，施工中摩阻扭矩打，卡钻风险大。有的应用井在施工后期不得已又重新转化成油基钻井液，有的钻进施工没问题，但后期完井作业复杂故障频发，也不得已要转成油基钻井液。

抑制、封堵、润滑是这类水基钻井液技术关键，而好多研究机构的配方对于这三个方面的处理剂研选上存在单一，无法实现同时兼顾的需要，所以施工中只要有一项达不到要求，就会造成井下复杂故障频频发生。

发明内容

本发明的首要目的在于，克服现有技术中存在的问题，提供一种页岩气井用水基钻井液，具有高封堵性、强抑制性和极好的润滑性，既可以满足页岩气水平井的安全钻井需求，也可以替代油基钻井液满足环保要求，提高页岩气开发的整体效益。

为解决以上技术问题，本发明的一种页岩气井用水基钻井液，所述页岩气井用水基钻井液的原料组分及重量含量如下，水：1000份；钠基膨润土：45～50份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：15～20份；固体聚合醇：10～20份；降滤失剂：10～20份；聚胺抑制剂：0.5～1份；超细碳酸钙：20～30份；极压润滑剂：10～25份；包被抑制剂：0.5～1份。

相对于现有技术，本发明取得了以下有益效果：钠基膨润土作为基础配浆材料，为其他处理剂相互作用提供吸附介质，同时提高粘切和悬浮重晶石作用；水溶性抑制加重剂Ⅱ型可以提高液相密度，改善活度，提高钻井液抑制性；水溶性抑制加重剂Ⅲ型可以改善活度，提高钻井液抑制性；抑制防塌剂无荧光白沥青可以提高封堵性，使钻井液的具有很好的防塌能力；固体聚合醇可以协同改善泥饼润滑性；降滤失剂可以降低高温高压滤失量；包被抑制剂作为提切剂，可以满足高密度钻井液对重晶石的有效悬浮；超细碳酸钙可以改善提高泥饼质量及封堵能力；极压润滑剂可以降低钻井液润滑系数，有效降低摩阻和扭矩，使钻井液具有良好的润滑能力；聚胺抑制剂可以协同提高钻井液抑制性。本发明利用水溶性抑制加重剂来提高体系抑制性和基浆密度，实现高密度低固相目的，利用抑制防塌剂无荧光白沥青和聚胺抑制剂双重作用使其封堵性和抑制性均大幅度提高，实现井壁稳定目的。利用固体聚合醇的浊点效应，同时配合极压润滑剂保证体系良好的润滑防卡效果，各种处理剂相互协同，其体系综合性能更好。与现有同类产品相比较，本发明的钻井液具有以下优势：有效解决了常规高密度钻井液固有的“高密度与流变性、滤失量控制与流变性、抑制与分散”三大矛盾，实现了低固相高密度，具有良好悬浮性能、高封堵性、强抑制性和高润滑性，抗温抗污染能力强。本发明的配方与页岩气井的地层微裂缝更加匹配，在页岩气井施工中能有效抑制页岩水化分散和封堵微裂隙，有效延缓滤液进入地层造成的井壁失稳，维持井壁稳定；可延长页岩地层垮塌周期，井壁稳定性与油基钻井液相当。良好的润滑性可有效解决长水平段页岩气水平井的钻井液润滑性难题，确保长水平段页岩气井能够安全高效施工，且后期不用更换成油基钻井液。

作为本发明的优选方案，所述页岩气井用水基钻井液的原料组分及重量含量如下，水：1000份；钠基膨润土：45份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：15份；固体聚合醇：10份；降滤失剂：10份；聚胺抑制剂：0.5份；超细碳酸钙：20份；极压润滑剂：10份；包被抑制剂：0.5份。

作为本发明的优选方案，所述页岩气井用水基钻井液的原料组分及重量含量如下，水：1000份；钠基膨润土：48份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：18份；固体聚合醇：15份；降滤失剂：15份；聚胺抑制剂：0.8份；超细碳酸钙：25份；极压润滑剂：18份；包被抑制剂：0.7份。

作为本发明的优选方案，所述页岩气井用水基钻井液的原料组分及重量含量如下，水：1000份；钠基膨润土：50份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：20份；固体聚合醇：20份；降滤失剂：20份；聚胺抑制剂：1份；超细碳酸钙：30份；极压润滑剂：25份；包被抑制剂：1份。

作为本发明的优选方案，以上原料混合后所形成的混合体系的 pH 值为8.5～9.5。

作为本发明的优选方案，页岩气井用水基钻井液还包括调节混合体系密度的石灰石或重晶石。通常密度要求为1.3g/cm³以下时，只需加入石灰石；如密度要求为1.3g/c m³以上时，则常加入重晶石，使钻井液的密度符合设计要求。

本发明的另一个目的在于，克服现有技术中存在的问题，提供一种页岩气井用水基钻井液的生产方法，生产而成的页岩气井用水基钻井液具有高封堵性、强抑制性和极好的润滑性，既可以满足页岩气水平井的安全钻井需求，也可以替代油基钻井液满足环保要求，提高页岩气开发的整体效益。

为解决以上技术问题，本发明的一种页岩气井用水基钻井液的生产方法，依次包括如下步骤，⑴按以下组分及重量含量准备原料，水：1000份；钠基膨润土：45～50份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：15～20份；固体聚合醇：10～20份；降滤失剂：10～20份；聚胺抑制剂：0.5～1份；超细碳酸钙：20～30份；极压润滑剂：10～25份；包被抑制剂：0.5～1份；⑵将钠基膨润土与水混合后，在1000～4000rpm 的搅拌条件下持续搅拌 30～60分钟，接着将搅拌速度提高至6000～10000rpm继续搅拌30～40分钟，然后置于常温下养护至少24小时；⑶在6000～10000rpm的搅拌速度下，向步骤⑵形成的混合体中先加入水溶性抑制加重剂Ⅱ型和水溶性抑制加重剂Ⅲ型，搅拌10～20分钟后再加入抑制防塌剂无荧光白沥青和固体聚合醇，搅拌15～20分钟后加入降滤失剂和聚胺抑制剂，搅拌15～25分钟后加入超细碳酸钙和极压润滑剂，搅拌10～15分钟后加入包被抑制剂，继续搅拌30分钟。

相对于现有技术，本发明取得了以下有益效果：本发明工艺简单、合理，方便生产，生产而成的钻井液在页岩气井施工中的技术效果如前所述。必须严格按本发明的顺序添加各种原料，否则会影响相互之间作用而达不到预期性能要求。先加入水溶性抑制加重剂Ⅱ型和水溶性抑制加重剂Ⅲ型并搅拌，促进水溶性抑制加重剂的溶解，水溶性抑制加重剂完全溶解后再加入抑制防塌剂无荧光白沥青和固体聚合醇，搅拌15～20分钟后，使浆体无不溶解物或处理剂包团未标准；继续加入降滤失剂和聚胺抑制剂，搅拌15～25分钟，使浆体无不溶解物或处理剂包团未标准；再后加入超细碳酸钙和极压润滑剂，搅拌10～15分钟，最后加入包被抑制剂并搅拌，使包被抑制剂充分溶解，大分子中的支链伸展，和其他处理剂能够相互吸附，融合，形成均匀胶体。

作为本发明的优选方案，还包括如下步骤：⑷以NaOH调节步骤⑶形成的混合体系的pH值，使其pH值为8.5～9.5，然后常温养护16小时以上；⑸向步骤⑷的混合体系中加入石灰石或重晶石并搅拌15～25分钟，形成符合密度要求的均匀钻井液胶体。本发明的水基钻井液对pH 值比较敏感，特别是高密度时，pH 值超过9.5后，流变性会变差，增稠，pH值维持在8.5～9.5，利于井下安全施工。各处理剂加完后常温养护16小时以上，保证各处理剂充分水化。

作为本发明的优选方案，所述页岩气井用水基钻井液的原料组分及重量含量如下，水：1000份；钠基膨润土：48份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：18份；固体聚合醇：15份；降滤失剂：15份；聚胺抑制剂：0.8份；超细碳酸钙：25份；极压润滑剂：18份；包被抑制剂：0.7份。该配方水基钻井液老化后的表观粘度AV为54～55mPa.s，塑性粘度Pv为42～46mPa.s，屈服值Yp为9～12Pa，动塑比Yp/pv为0.20～0.29，流型指数n为0.83，稠度系数K为0.17Pa.sn，GEL10”/GEL10’为3.5/8，中压滤失量API为5.4ml，高温高压滤失量HTHP为10ml，润滑系数为0.0699，砂床滤失量为0。

作为本发明的优选方案，所述页岩气井用水基钻井液的原料组分及重量含量如下，水：1000份；钠基膨润土：50份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：20份；固体聚合醇：20份；降滤失剂：20份；聚胺抑制剂：1份；超细碳酸钙：30份；极压润滑剂：25份；包被抑制剂：1份。该配方水基钻井液老化后的表观粘度AV为61～62mPa.s，塑性粘度Pv为48～49mPa.s，屈服值Yp为13Pa，动塑比Yp/pv为0.27，流型指数n为0.8，稠度系数K为0.23Pa.sn，GEL10”/GEL10’为4.5/13，中压滤失量API为4.8ml，高温高压滤失量HTHP为9ml，润滑系数为0.0612，砂床滤失量为0。

具体实施方式

实施例一

本发明的页岩气井用水基钻井液的生产方法，依次包括如下步骤，⑴按以下组分及重量含量准备原料，水：1000份；钠基膨润土：45份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：15份；固体聚合醇：10份；降滤失剂：10份；聚胺抑制剂：0.5份；超细碳酸钙：20份；极压润滑剂：10份；包被抑制剂：0.5份；⑵将钠基膨润土与水混合后，在1000rpm 的搅拌条件下持续搅拌 30分钟，接着将搅拌速度提高至6000rpm继续搅拌30分钟，然后置于常温下养护24小时；⑶在6000rpm的搅拌速度下，向步骤⑵形成的混合体中先加入水溶性抑制加重剂Ⅱ型和水溶性抑制加重剂Ⅲ型，搅拌10分钟后再加入抑制防塌剂无荧光白沥青和固体聚合醇，搅拌15分钟后加入降滤失剂和聚胺抑制剂，搅拌15分钟后加入超细碳酸钙和极压润滑剂，搅拌10分钟后加入包被抑制剂，继续搅拌30分钟；⑷以NaOH调节步骤⑶形成的混合体系的pH值，使其pH值为8.5，然后常温养护16小时；⑸向步骤⑷的混合体系中加入石灰石或重晶石并搅拌15分钟，形成符合密度要求的均匀钻井液胶体。

实施例二

本发明的页岩气井用水基钻井液的生产方法，依次包括如下步骤，⑴按以下组分及重量含量准备原料，水：1000份；钠基膨润土：48份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：18份；固体聚合醇：15份；降滤失剂：15份；聚胺抑制剂：0.8份；超细碳酸钙：25份；极压润滑剂：18份；包被抑制剂：0.7份；⑵将钠基膨润土与水混合后，在2000rpm 的搅拌条件下持续搅拌 40分钟，接着将搅拌速度提高至8000rpm继续搅拌35分钟，然后置于常温下养护28小时；⑶在8000rpm的搅拌速度下，向步骤⑵形成的混合体中先加入水溶性抑制加重剂Ⅱ型和水溶性抑制加重剂Ⅲ型，搅拌15分钟后再加入抑制防塌剂无荧光白沥青和固体聚合醇，搅拌18分钟后加入降滤失剂和聚胺抑制剂，搅拌20分钟后加入超细碳酸钙和极压润滑剂，搅拌12分钟后加入包被抑制剂，继续搅拌30分钟；⑷以NaOH调节步骤⑶形成的混合体系的pH值，使其pH值为9.0，然后常温养护18小时；⑸向步骤⑷的混合体系中加入石灰石或重晶石并搅拌20分钟，形成符合密度要求的均匀钻井液胶体。

实施例三

本发明的页岩气井用水基钻井液的生产方法，依次包括如下步骤，⑴按以下组分及重量含量准备原料，水：1000份；钠基膨润土：50份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：20份；固体聚合醇：20份；降滤失剂：20份；聚胺抑制剂：1份；超细碳酸钙：30份；极压润滑剂：25份；包被抑制剂：1份；⑵将钠基膨润土与水混合后，在4000rpm 的搅拌条件下持续搅拌 60分钟，接着将搅拌速度提高至10000rpm继续搅拌40分钟，然后置于常温下养护30小时；⑶在10000rpm的搅拌速度下，向步骤⑵形成的混合体中先加入水溶性抑制加重剂Ⅱ型和水溶性抑制加重剂Ⅲ型，搅拌20分钟后再加入抑制防塌剂无荧光白沥青和固体聚合醇，搅拌20分钟后加入降滤失剂和聚胺抑制剂，搅拌25分钟后加入超细碳酸钙和极压润滑剂，搅拌15分钟后加入包被抑制剂，继续搅拌30分钟；⑷以NaOH调节步骤⑶形成的混合体系的pH值，使其pH值为9.5，然后常温养护20小时；⑸向步骤⑷的混合体系中加入石灰石或重晶石并搅拌25分钟，形成符合密度要求的均匀钻井液胶体。

本发明实施例一至实施例三中原料应符合如下标准：水溶性抑制加重剂Ⅱ型和水溶性抑制加重剂Ⅲ型符合北京培康佳业技术发展有限公司的企业标准Q/HDJPK0011-2017。抑制防塌剂无荧光白沥青符合北京培康佳业技术发展有限公司企业标准Q/HDJPK0002-2017。固体聚合醇符合北京培康佳业技术发展有限公司企业标准Q/HDJPK0007-2017。降滤失剂符合北京培康佳业技术发展有限公司企业标准Q/HDJPK0012-2017。包被抑制剂符合北京培康佳业技术发展有限公司企业标准Q/HDJPK0001-2017。聚胺抑制剂符合中石化西南油气分公司企业标准Q/SH 1500 0032-2013。极压润滑剂符合中石化西南油气分公司企业标准Q/SH 1500 0032-2013。超细碳酸钙符合中国石油工化集团公司大赛企业标准Q/SHCG37-2012。

本发明中各原料的指标要求及生产厂家，如下表1所示。

表1

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一、本发明水基钻井液与常规盐水钻井液的流变性和失水量性能测试对比

采用相同密度的常规盐水钻井液作为对比实施例，将常规盐水钻井液与本发明的实施例一至实施例三进行流变性和失水量等性能测试比较。常规盐水钻井液的组分包括：5%钠基膨润土、0.3%包被抑制剂FA368、1.0%双聚铵盐SMPY-103、0.7%聚阴离子纤维素LV-PAC、0.5%聚合物降滤失剂JT888、10%KCL、1-2%NaOH、2%磺化沥青FT-1、2%抗盐抗温降滤失剂YDJW-Ⅱ和加重剂。先测试常温状态下各钻井液的流变性和失水量，再在120℃条件下分别滚动老化16小时，取出低速搅拌10分钟后，再测试各钻井液老化后的流变性和失水量，实验结果如表2所示。

表2

表2中的项目含义如下，AV：表观粘度；Pv：塑性粘度；Yp：屈服值；Yp/pv：动塑比；n：流型指数；K：稠度系数；GEL10”/GEL10’：初切/终切；API：中压滤失量；HTHP：高温高压滤失量。

通过对表2的实验数据进行分析比对可以看出，本发明的体系老化前后钻井液粘切，流变性变化不大，具有良好抗温稳定性，老化前后无重晶石沉降，说明悬浮性能良好，老化后中压失水降低，高温高压失水降低明显说明体系封堵性良好。常规盐水钻井液老化后的流变性变化比较大，说明体系抗温稳定性差；而本发明的水基钻井液老化前后各项性能指标变化不大，抗温稳定性好。常规盐水钻井液中压滤失量和高温高压滤失量很大，不能满足深井施工参数需要；而本发明的水基钻井液老化前后中压滤失量和高温高压滤失量较小，也保持相对稳定，说明体系封堵性比较优良。

二、抑制性评价

采取膨胀率试验和岩屑回收率试验，对本发明水基钻井液与常规盐水钻井液及清水进行抑制性对比。膨胀率试验所用岩心为江苏油田苏北盆地瓦庄区块三垛组棕色软泥岩岩心，过100目筛。岩屑回收率试验所用岩心为江苏油田苏北盆地永安区块阜宁组岩心，颗粒大小为5目至10目，试验结果如表3 所示。

表3

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其中单盐组分钻井液中除了不含水溶性抑制加重剂Ⅲ型以外，其余组分与本发明的实施例一相同。从表3的试验数据可以看出，本发明水基钻井液的膨胀降低率与清水、常规盐水钻井液、以及使用单盐组分钻井液比较，线性膨胀率降低明显。另外，本发明的钻屑回收率可以达到96%以上，明显高于常规盐水钻井液的82%钻屑回收率。可以看出本发明的水基钻井液具有很强的抑制粘土水化分散能力的作用，能通过提高钻井液整体抑制性，更好地协同保持井壁稳定，防止井下垮塌等复杂事故的发生。

三、封堵能力评价

采用另一组相同密度的常规盐水钻井液作为对比实施例，将常规盐水钻井液与本发明的实施例一至实施例三进行测定对比。先测试常温状态下各钻井液的流变性、HTHP滤失量测定和砂床滤失量，再在120℃条件下分别滚动老化16小时，取出低速搅拌10分钟后，再测试各钻井液老化后的流变性、HTHP滤失量测定和砂床滤失量，实验结果如表4所示。

表4

从表4可以看出，本发明水基钻井液的砂床滤失量为0，滤液渗入砂床深度比较浅，本发明体系的封堵性好，使泥饼的渗透率进一步降低，稳定井壁的作用明显加强。

四、体系润滑性评价

采用泥饼粘滞系数测定仪评价本发明实施例一至实施例三、油基钻井液、聚磺钻井液的润滑性，钻井液均经过16h 的120℃老化。冷却至室温后对其泥饼摩阻系数采用旋转式泥饼粘滞系数仪测量，试验结果如表5所示。

表5

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从表5可以看出，本发明水基钻井液的润滑性明显优于聚磺钻井液，与油基钻井液相当，随着润滑剂加量由低到高逐步增加，润滑系数也是逐级降低，但降低幅度变小，综合各方面因素，将极压润滑剂的含量控制在本发明的范围内，水基钻井液体系就可具有十分优越的润滑防卡能力。

以上所述仅为本发明之较佳可行实施例而已，非因此局限本发明的专利保护范围。除上述实施例外，本发明还可以有其他实施方式。凡采用等同替换或等效变换形成的技术方案，均落在本发明要求的保护范围内。本发明未经描述的技术特征可以通过或采用现有技术实现，在此不再赘述。

Claims

1.一种页岩气井用水基钻井液，其特征在于：所述页岩气井用水基钻井液的原料组分及重量含量如下，水：1000份；钠基膨润土：45～50份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：15～20份；固体聚合醇：10～20份；降滤失剂：10～20份；聚胺抑制剂：0.5～1份；超细碳酸钙：20～30份；极压润滑剂：10～25份；包被抑制剂：0.5～1份。

2.根据权利要求1所述的页岩气井用水基钻井液，其特征在于：所述页岩气井用水基钻井液的原料组分及重量含量如下，水：1000份；钠基膨润土：45份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：15份；固体聚合醇：10份；降滤失剂：10份；聚胺抑制剂：0.5份；超细碳酸钙：20份；极压润滑剂：10份；包被抑制剂：0.5份。

3.根据权利要求1所述的页岩气井用水基钻井液，其特征在于：所述页岩气井用水基钻井液的原料组分及重量含量如下，水：1000份；钠基膨润土：48份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：18份；固体聚合醇：15份；降滤失剂：15份；聚胺抑制剂：0.8份；超细碳酸钙：25份；极压润滑剂：18份；包被抑制剂：0.7份。

4.根据权利要求1所述的页岩气井用水基钻井液，其特征在于：所述页岩气井用水基钻井液的原料组分及重量含量如下，水：1000份；钠基膨润土：50份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：20份；固体聚合醇：20份；降滤失剂：20份；聚胺抑制剂：1份；超细碳酸钙：30份；极压润滑剂：25份；包被抑制剂：1份。

5.根据权利要求1至4中任一项所述的页岩气井用水基钻井液，其特征在于：以上原料混合后所形成的混合体系的 pH 值为8.5～9.5。

6.根据权利要求1至4中任一项所述的页岩气井用水基钻井液，其特征在于：还包括调节混合体系密度的石灰石或重晶石。

7.一种页岩气井用水基钻井液的生产方法，其特征在于，依次包括如下步骤，⑴按以下组分及重量含量准备原料，水：1000份；钠基膨润土：45～50份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：15～20份；固体聚合醇：10～20份；降滤失剂：10～20份；聚胺抑制剂：0.5～1份；超细碳酸钙：20～30份；极压润滑剂：10～25份；包被抑制剂：0.5～1份；

⑵将钠基膨润土与水混合后，在1000～4000rpm 的搅拌条件下持续搅拌 30～60分钟，接着将搅拌速度提高至6000～10000rpm继续搅拌30～40分钟，然后置于常温下养护至少24小时；

⑶在6000～10000rpm的搅拌速度下，向步骤⑵形成的混合体中先加入水溶性抑制加重剂Ⅱ型和水溶性抑制加重剂Ⅲ型，搅拌10～20分钟后再加入抑制防塌剂无荧光白沥青和固体聚合醇，搅拌15～20分钟后加入降滤失剂和聚胺抑制剂，搅拌15～25分钟后加入超细碳酸钙和极压润滑剂，搅拌10～15分钟后加入包被抑制剂，继续搅拌30分钟。

8.根据权利要求7所述的页岩气井用水基钻井液的生产方法，其特征在于，还包括如下步骤：⑷以NaOH调节步骤⑶形成的混合体系的pH值，使其pH值为8.5～9.5，然后常温养护16小时以上；⑸向步骤⑷的混合体系中加入石灰石或重晶石并搅拌15～25分钟，形成符合密度要求的均匀钻井液胶体。

9.根据权利要求7或8所述的页岩气井用水基钻井液的生产方法，其特征在于，所述页岩气井用水基钻井液的原料组分及重量含量如下，水：1000份；钠基膨润土：48份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：18份；固体聚合醇：15份；降滤失剂：15份；聚胺抑制剂：0.8份；超细碳酸钙：25份；极压润滑剂：18份；包被抑制剂：0.7份。

10.根据权利要求7或8所述的页岩气井用水基钻井液的生产方法，其特征在于，所述页岩气井用水基钻井液的原料组分及重量含量如下，水：1000份；钠基膨润土：50份；水溶性抑制加重剂Ⅱ型：500份；水溶性抑制加重剂Ⅲ型：100份；抑制防塌剂无荧光白沥青：20份；固体聚合醇：20份；降滤失剂：20份；聚胺抑制剂：1份；超细碳酸钙：30份；极压润滑剂：25份；包被抑制剂：1份。