CN112778988A - 一种随钻井壁贴膜的钻井工作液及其制备方法和应用 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种随钻井壁贴膜的钻井工作液及其制备方法和应用，所述钻井工作液的制备原料以重量份数计包括：膨润土0‑10份、成膜封堵剂5‑30份、胶结固壁剂20‑50份、井壁表面憎水剂5‑30份、流变性调节剂20‑50份。该钻井工作液的各组分相互配合，协同增效，主要用于解决钻遇深井长裸眼大段复杂泥页岩和多套压力层系或压力衰竭地层时易发生的漏失、卡钻、坍塌等技术难题，其以段塞的形式注入井下易井壁失稳的泥页岩地层，通过井壁贴膜工作液的物理封堵成膜和化学固结作用与井壁岩石孔隙和裂缝胶结固化形成高强度的固结体，提高地层承压能力，实现井壁强化，优化井身结构和套管程序，解决窄压力窗口复杂地层和硬脆性泥页岩的井壁稳定难题。
Description
技术领域
本发明属于钻井工作液技术领域，具体涉及一种随钻井壁贴膜的钻井工作液及其制备方法和应用，尤其涉及一种实现井壁强化的随钻井壁贴膜的钻井工作液及其制备方法和应用。
背景技术
井壁失稳一直是油气钻井过程中的一个世界性的难题，在各个地区的油田都时有发生，却一直没有能够得到很好的解决。据估计，每年由于井壁失稳问题给全世界的石油工业造成的损失约达几十亿美元，在井壁失稳问题上花费的时间占了钻井总时间的5％～6％。绝大部分的井塌事故都发生在泥页岩地层，其中一半以上发生在硬脆性泥页岩地层。
泥页岩的分布十分广泛，沉积岩中一半以上都是泥页岩，根据国内外统计数据表明，在所钻的总地层中，70％都是泥页岩地层，泥页岩的研究对油气田的勘探开发的影响可见一斑。硬脆性泥页岩地层广泛分布于世界各地的油气田中，在世界许多地区深部都有硬脆性泥页岩地层的发育。在硬脆性泥页岩地层中钻进时，由于地层原始平衡状态被打破，再加上硬脆性泥页岩自身的理化特点复杂，往往会发生起下钻遇阻、卡钻、井径扩大、井壁坍塌等严重的复杂问题，造成钻井速度慢、钻井成本高甚至无法钻达目的层等一系列问题，对油气勘探开发的进程造成了极大的阻碍。这些年来，国内外的学者们一直不断地围绕着钻井地质环境关键特征开展对硬脆性泥页岩井壁稳定相关技术的研究。
微裂缝的延展是硬脆性泥页岩地层井壁失稳的重要原因。在钻进过程中，由于施工导致地层原始应力环境改变，地层中原始的裂缝会重新张开，胶结松散处还会产生新裂缝。同时，钻井液滤液的侵入使得颗粒间结合力降低，微裂缝等弱结构面胶结强度与内摩擦角降低，摩擦强度下降，更易发生断裂。同时，钻井液的侵入还会使裂纹尖端的应力集中，当超过裂缝断裂强度后，微裂缝就会扩展。这些微裂缝相互交叉、连通，然后与大裂缝贯通，最后岩石在应力和化学条件下发生整体破坏，造成井壁坍塌掉块等情况。因此如何封堵和胶结微裂缝以及阻止滤液侵入地层成为维持硬脆性泥页岩井壁稳定的关键。
CN104830288A公开了一种钻井液用井壁稳定剂及其制备方法和用途，该井壁稳定剂由腐殖酸类物质与树脂类衍生物在碱存在下及催化剂作用下与铝盐类化合物反应制得，参与反应的各反应物的重量份数为：腐殖酸类物质5-25；树脂类衍生物5-25；碱1-5；催化剂0.1-0.5；铝盐类化合物5-20。该井壁稳定剂抗温性好，在高温下能改善泥饼质量，降低滤失量，抑制粘土水化，同时在钻遇微裂缝地层时，能通过物理化学作用生成铝化合物沉淀，进而封堵裂缝，起到稳定井壁的作用。
但现有技术公开的井壁强化策略类型较少，或是无法显著地提高地层的承压能力，解决窄压力窗口复杂地层和硬脆性泥页岩的井壁稳定难题。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明的目的在于提供一种随钻井壁贴膜的钻井工作液及其制备方法和应用，尤其提供一种实现井壁强化的随钻井壁贴膜的钻井工作液及其制备方法和应用。
为达到此发明目的，本发明采用以下技术方案：
第一方面，本发明提供一种随钻井壁贴膜的钻井工作液，所述钻井工作液的制备原料以重量份数计包括：膨润土0-10份、成膜封堵剂5-30份、胶结固壁剂20-50份、井壁表面憎水剂5-30份、流变性调节剂20-50份。
本发明所涉及的钻井工作液创造性地由膨润土、成膜封堵剂、胶结固壁剂、表面憎水剂和流变性调节剂所组成，各组分相互配合，协同增效，该钻井工作液主要用于解决钻遇深井长裸眼大段复杂泥页岩和多套压力层系或压力衰竭地层时易发生的漏失、卡钻、坍塌等技术难题，其以段塞的形式注入井下易井壁失稳的泥页岩地层，通过井壁贴膜工作液的物理封堵成膜和化学固结作用与井壁岩石孔隙和裂缝胶结固化形成高强度的固结体，提高地层承压能力，实现井壁强化，优化井身结构和套管程序，解决窄压力窗口复杂地层和硬脆性泥页岩的井壁稳定难题。
本发明所涉及的钻井工作液的工作方式为钻井过程中以段塞的形式顶替常规钻井液注入井下，在温度和压力作用下，该工作液在井壁形成胶结封堵固化层，提高地层承压能力和岩石强度，然后再使用常规钻井液将该工作液顶替上来恢复正常钻井。而常规封堵技术以钻井液为载体，需要协调流变、滤失量、抑制、封堵、润滑等一系列综合性能，本发明所述的随钻井壁贴膜的钻井工作液以物理封堵、化学固结、表面憎水为核心指标，强调工作液对井壁微裂缝的固结和微孔喉的防水，相当于在井壁形成近似于套管的镀膜。
所述膨润土的重量份数0-10份但不为0，例如0.1份、0.5份、1份、2份、3份、4份、5份、6份、7份、8份、9份或10份等。
所述成膜封堵剂的重量份数可以为5份、8份、10份、15份、18份、20份、22份、25份、28份或30份等。
所述胶结固壁剂的重量份数可以为20份、25份、28份、30份、32份、35份、38份、40份、45份或50份等。
所述井壁表面憎水剂的重量份数可以为5份、8份、10份、15份、18份、20份、22份、25份、28份或30份等。
所述流变性调节剂的重量份数可以为20份、25份、28份、30份、32份、35份、38份、40份、45份或50份等。
上述各数值范围内的其他具体点值均可选择，在此便不再一一赘述。
优选地，所述钻井工作液的制备原料以重量份数计包括：膨润土0-4份、成膜封堵剂10-20份、胶结固壁剂30-40份、井壁表面憎水剂10-20份、流变性调节剂30-40份。
当本发明所涉及的钻井工作液中各制备原料按照上述特定的质量配比进行组合时，其在提高地层承压能力，实现井壁强化方面的效果更优。
在本发明中，所述成膜封堵剂的制备原料包括羧甲基纤维素、吸水树脂、植物纤维粉、苯乙烯与丁二烯共聚胶粉、醋酸乙烯酯均聚胶粉、丙烯酸酯与苯乙烯共聚胶粉。
所述成膜封堵剂的制备原料特定选择羧甲基纤维素、吸水树脂、植物纤维粉、苯乙烯与丁二烯共聚胶粉、醋酸乙烯酯均聚胶粉、丙烯酸酯与苯乙烯共聚胶粉这六种组分进行配合，尤其是苯乙烯与丁二烯共聚胶粉、醋酸乙烯酯均聚胶粉、丙烯酸酯与苯乙烯共聚胶粉的加入，能够实现显著的封堵效果。
优选地，所述羧甲基纤维素、吸水树脂、植物纤维粉、苯乙烯与丁二烯共聚胶粉、醋酸乙烯酯均聚胶粉、丙烯酸酯与苯乙烯共聚胶粉的质量比为(1-2):(2-3):(4-6):(8-12):(5-10):(10-20)。
当所述羧甲基纤维素、吸水树脂、植物纤维粉、苯乙烯与丁二烯共聚胶粉、醋酸乙烯酯均聚胶粉、丙烯酸酯与苯乙烯共聚胶粉的质量比选择上述特定的比例方式时，其所发挥的封堵效果更优。
上述(1-2)中的具体取值可以为1.0、1.1、1.2、1.3、1.4、1.5、1.6、1.7、1.8、1.9或2.0等。
上述(2-3)中的具体取值可以为2.0、2.1、2.2、2.3、2.4、2.5、2.6、2.7、2.8、2.9或3.0等。
上述(4-6)中的具体取值可以为4.0、4.2、4.4、4.6、4.8、5.0、5.2、5.4、5.6、5.8或6.0等。
上述(8-12)中的具体取值可以为8、9、10、11或12等。
上述(5-10)中的具体取值可以为5、6、7、8、9、10等。
上述(10-20)中的具体取值可以为10、11、12、13、14、15、16、17、18、19或20等。
上述各数值范围内的其他具体点值均可选择，在此便不再一一赘述。
在本发明中，所述成膜封堵剂是由如下方法制备得到的：将各制备原料混合后干燥，磨成粉末，即得。
优选地，所述干燥的温度为100-110℃，例如100℃、101℃、102℃、103℃、104℃、105℃、106℃、107℃、108℃、109℃或110℃等。
优选地，所述粉末的目数为130-170目，例如130目、140目、150目、160目或170目等。
在本发明中，所述胶结固壁剂的制备原料包括白油、沥青、橡胶粉、环氧树脂、双十八烷基二甲基氯化铵、水。
所述胶结固壁剂的制备原料特定选择白油、沥青、橡胶粉、环氧树脂、双十八烷基二甲基氯化铵、水这六种组分进行配合，尤其是橡胶粉、环氧树脂的加入，能够实现显著的提高井壁抗压能力。
优选地，所述白油、沥青、橡胶粉、环氧树脂、双十八烷基二甲基氯化铵、水的质量比为(10-20):(20-40):(8-10):(5-10):(2-5):(5-8)。
当所述白油、沥青、橡胶粉、环氧树脂、双十八烷基二甲基氯化铵、水的质量比选择上述特定的比例方式时，其在提高井壁抗压能力方面的效果更优。
上述(10-20)中的具体取值可以为10、11、12、13、14、15、16、17、18、19或20等。
上述(20-40)中的具体取值可以为20、22、24、26、28、30、32、34、36、38或40等。
上述(8-10)中的具体取值可以为8.0、8.2、8.4、8.5、8.6、9.0、9.2、9.4、9.5、9.6、9.8或10等。
上述(5-10)中的具体取值可以为5、6、7、8、9、10等。
上述(2-5)中的具体取值可以为2、2.5、3、3.5、4、5等。
上述(5-8)中的具体取值可以为5、5.5、6、6.5、7、7.5、8等。
上述各数值范围内的其他具体点值均可选择，在此便不再一一赘述。
优选地，所述胶结固壁剂是由如下方法制备得到的：将各制备原料混合后搅拌均匀，即得。
优选地，所述搅拌的温度为110-130℃，搅拌的速度为1000-5000rpm，搅拌的时间为100-150min。
所述搅拌的温度可以为110℃、115℃、120℃、125℃或130℃等。
所述搅拌的速度可以为1000rpm、1500rpm、2000rpm、2500rpm、3000rpm、3500rpm、4000rpm、5000rpm等。
所述搅拌的时间可以为100min、110min、120min、130min、140min或150min等。
上述各数值范围内的其他具体点值均可选择，在此便不再一一赘述。
在本发明中，所述井壁表面憎水剂的制备原料包括十六烷基三甲基溴化铵和甲基硅酸钠。
所述井壁表面憎水剂的作用主要为避免后期钻井过程中常规钻井液中的自由水进入井壁岩石降低强度和承压能力，将十六烷基三甲基溴化铵和甲基硅酸钠配合使用，在提高井壁承压能力方面具有显著的协同增效效果，比单一使用十六烷基三甲基溴化铵或甲基硅酸钠效果更优。
优选地，所述十六烷基三甲基溴化铵和甲基硅酸钠的质量比为1:9-3:7，例如1:9、2:8、3:7等，该数值范围内的其他具体点值均可选择，在此便不再一一赘述。
所述十六烷基三甲基溴化铵和甲基硅酸钠的质量比特定选择为1:9-3:7是因为满足此数值范围，两者在提高井壁承压能力方面的协同增效效果更优。
优选地，所述井壁表面憎水剂是由如下方法制备得到的：将十六烷基三甲基溴化铵和甲基硅酸钠混合后搅拌均匀，即得。
优选地，所述搅拌的温度为10-40℃，搅拌的速度为1000-5000rpm，搅拌的时间为40-80min。
所述搅拌的温度可以为10℃、15℃、20℃、25℃、30℃、35℃或40℃等。
所述搅拌的速度可以为1000rpm、1500rpm、2000rpm、2500rpm、3000rpm、3500rpm、4000rpm、5000rpm等。
所述搅拌的时间可以为40min、50min、60min、70min或80min等。
在本发明中，所述流变性调节剂的制备原料包括水和防冻剂。
所述流变性调节剂在本发明所涉及的钻井工作液中所发挥的作用是调节工作液流变性和防冻性，以利于现场泵送施工和冬季低温作业。
优选地，所述水和防冻剂的质量比为1:4-2:3，例如2:8、3:7或4:6等，该数值范围内的其他具体点值均可选择，在此便不再一一赘述。
优选地，所述防冻剂包括乙二醇、二乙二醇、丙三醇、二甘醇或二乙二醇单丁醚中的任意一种或至少两种的组合。
优选地，所述流变性调节剂是由如下方法制备得到的：将水和防冻剂混合后搅拌均匀，即得。
优选地，所述搅拌的温度为10-40℃，搅拌的速度为1000-5000rpm，搅拌的时间为20-40min。
所述搅拌的温度可以为10℃、15℃、20℃、25℃、30℃、35℃或40℃等。
所述搅拌的速度可以为1000rpm、1500rpm、2000rpm、2500rpm、3000rpm、3500rpm、4000rpm、5000rpm等。
所述搅拌的时间可以为20min、25min、30min、35min或40min等。
上述各数值范围内的其他具体点值均可选择，在此便不再一一赘述。
第二方面，本发明提供一种如第一方面所述的随钻井壁贴膜的钻井工作液的制备方法，所述制备方法包括：将膨润土、成膜封堵剂、胶结固壁剂、井壁表面憎水剂、流变性调节剂混合后以10000-15000rpm高速搅拌30-100min。
本发明所涉及的钻井工作液的制备方法简单易操作，非常适用于大规模化的工业生产，具有显著的现实意义。
所述搅拌速度可以为10000rpm、11000rpm、12000rpm、13000rpm、14000rpm或15000rpm等。
所述搅拌的时间可以为30min、40min、50min、60min、70min、80min、90min或100min等。
上述各数值范围内的其他具体点值均可选择，在此便不再一一赘述。
第三方面，本发明提供一种如第一方面所述的随钻井壁贴膜的钻井工作液在油气钻井中的应用。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：
本发明所涉及的钻井工作液创造性地由膨润土、成膜封堵剂、胶结固壁剂、表面憎水剂和流变性调节剂所组成，各组分相互配合，协同增效，该钻井工作液主要用于解决钻遇深井长裸眼大段复杂泥页岩和多套压力层系或压力衰竭地层时易发生的漏失、卡钻、坍塌等技术难题，其以段塞的形式注入井下易井壁失稳的泥页岩地层，通过井壁贴膜工作液的物理封堵成膜和化学固结作用与井壁岩石孔隙和裂缝胶结固化形成高强度的固结体，提高地层承压能力，实现井壁强化，优化井身结构和套管程序，解决窄压力窗口复杂地层和硬脆性泥页岩的井壁稳定难题。
具体实施方式
为更进一步阐述本发明所采取的技术手段及其效果，以下结合本发明的优选实施例来进一步说明本发明的技术方案，但本发明并非局限在实施例范围内。
下述实施例所涉及的制备原料来源信息如下所示：
其他制备原料也均可通过市售途径购买获得。
实施例1
本实施例提供一种随钻井壁贴膜的钻井工作液，其以重量份数计由以下组分组成：膨润土2份、成膜封堵剂15份、胶结固壁剂35份、井壁表面憎水剂15份、流变性调节剂33份。
其中，成膜封堵剂的制备方法为：将质量比例为1:2:4:8:5:10的羧甲基纤维素、吸水树脂、植物纤维粉、苯乙烯与丁二烯共聚胶粉、醋酸乙烯酯均聚胶粉、丙烯酸酯与苯乙烯共聚胶粉混合后在105℃下烘干，磨成150目的粉末制得。
其中，胶结固壁剂的制备方法为：将质量比例为10:20:8:5:2:5的白油、沥青、橡胶粉、环氧树脂、双十八烷基二甲基氯化铵、水在120℃下、3000rpm的搅拌速度下混合搅拌120min制得。
其中，井壁表面憎水剂的制备方法为：将质量比例为20:80的十六烷基三甲基溴化铵和甲基硅酸钠在25℃下，3000rpm的搅拌速度下混合搅拌60min制得。
其中，流变性调节剂的制备方法为：将质量比例为30:70的水和乙二醇在25℃下，3000rpm的搅拌速度下混合搅拌30min制得。
所述随钻井壁贴膜的钻井工作液的制备方法为：
将膨润土、成膜封堵剂、胶结固壁剂、井壁表面憎水剂、流变性调节剂，依次投入12000rpm的高速搅拌机中，每投一个组分原料搅拌10min，待所有组分原料添加完并全部混合完毕后，在25℃下再以12000rpm的速度搅拌30min制作完毕。
实施例2
本实施例提供一种随钻井壁贴膜的钻井工作液，其以重量份数计由以下组分组成：膨润土2份、成膜封堵剂30份、胶结固壁剂20份、井壁表面憎水剂15份、流变性调节剂33份。
其中，成膜封堵剂的制备方法为：将质量比例为1:2:4:8:5:10的羧甲基纤维素、吸水树脂、植物纤维粉、苯乙烯与丁二烯共聚胶粉、醋酸乙烯酯均聚胶粉、丙烯酸酯与苯乙烯共聚胶粉混合后在115℃下烘干，磨成170目的粉末制得。
其中，胶结固壁剂的制备方法为：将质量比例为10:25:10:5:2:5的白油、沥青、橡胶粉、环氧树脂、双十八烷基二甲基氯化铵、水在130℃下、4000rpm的搅拌速度下混合搅拌110min制得。
其中，井壁表面憎水剂的制备方法为：将质量比例为10:90的十六烷基三甲基溴化铵和甲基硅酸钠在25℃下，4000rpm的搅拌速度下混合搅拌50min制得。
其中，流变性调节剂的制备方法为：将质量比例为20:80的水和乙二醇在25℃下，4000rpm的搅拌速度下混合搅拌20min制得。
所述随钻井壁贴膜的钻井工作液的制备方法为：
将膨润土、成膜封堵剂、胶结固壁剂、井壁表面憎水剂、流变性调节剂，依次投入14000rpm的高速搅拌机中，每投一个组分原料搅拌10min，待所有组分原料添加完并全部混合完毕后，在25℃下再以14000rpm的速度搅拌30min制作完毕。
实施例3
本实施例提供一种随钻井壁贴膜的钻井工作液，其以重量份数计由以下组分组成：膨润土2份、成膜封堵剂15份、胶结固壁剂20份、井壁表面憎水剂30份、流变性调节剂33份。
其中，成膜封堵剂的制备方法为：将质量比例为1:2:4:8:5:10的羧甲基纤维素、吸水树脂、植物纤维粉、苯乙烯与丁二烯共聚胶粉、醋酸乙烯酯均聚胶粉、丙烯酸酯与苯乙烯共聚胶粉混合后在100℃下烘干，磨成130目的粉末制得。
其中，胶结固壁剂的制备方法为：将质量比例为15:30:10:6:2:5的白油、沥青、橡胶粉、环氧树脂、双十八烷基二甲基氯化铵、水在110℃下、2000rpm的搅拌速度下混合搅拌140min制得。
其中，井壁表面憎水剂的制备方法为：将质量比例为30:70的十六烷基三甲基溴化铵和甲基硅酸钠在25℃下，2000rpm的搅拌速度下混合搅拌70min制得。
其中，流变性调节剂的制备方法为：将质量比例为40:60的水和乙二醇在25℃下，2000rpm的搅拌速度下混合搅拌60min制得。
所述随钻井壁贴膜的钻井工作液的制备方法为：
将膨润土、成膜封堵剂、胶结固壁剂、井壁表面憎水剂、流变性调节剂，依次投入11000rpm的高速搅拌机中，每投一个组分原料搅拌15min，待所有组分原料添加完并全部混合完毕后，在25℃下再以11000rpm的速度搅拌40min制作完毕。
实施例4
本实施例提供一种随钻井壁贴膜的钻井工作液，其以重量份数计由以下组分组成：膨润土2份、成膜封堵剂15份、胶结固壁剂35份、井壁表面憎水剂15份、流变性调节剂33份。
其与实施例1的区别仅在于成膜封堵剂的制备原料中不含苯乙烯与丁二烯共聚胶粉、醋酸乙烯酯均聚胶粉、丙烯酸酯与苯乙烯共聚胶粉成分，但原料总量不变。
成膜封堵剂的制备方法为：将质量比例为1:2:4的羧甲基纤维素、吸水树脂、植物纤维粉混合后在105℃下烘干，磨成150目的粉末制得。
实施例5
本实施例提供一种随钻井壁贴膜的钻井工作液，其以重量份数计由以下组分组成：膨润土2份、成膜封堵剂15份、胶结固壁剂35份、井壁表面憎水剂15份、流变性调节剂33份。
其与实施例1的区别仅在于成膜封堵剂的制备原料中各组分的比例不同，但原料总量不变。
成膜封堵剂的制备方法为：将质量比例为1:4:2:5:5:10的羧甲基纤维素、吸水树脂、植物纤维粉、苯乙烯与丁二烯共聚胶粉、醋酸乙烯酯均聚胶粉、丙烯酸酯与苯乙烯共聚胶粉混合后在100℃下烘干，磨成130目的粉末制得。
实施例6
本实施例提供一种随钻井壁贴膜的钻井工作液，其以重量份数计由以下组分组成：膨润土2份、成膜封堵剂15份、胶结固壁剂35份、井壁表面憎水剂15份、流变性调节剂33份。
其与实施例1的区别仅在于胶结固壁剂的制备原料中不含橡胶粉成分，但原料总量不变。
胶结固壁剂的制备方法为：将质量比例为10:20:5:2:5的白油、沥青、环氧树脂、双十八烷基二甲基氯化铵、水在120℃下、3000rpm的搅拌速度下混合搅拌120min制得。
实施例7
本实施例提供一种随钻井壁贴膜的钻井工作液，其以重量份数计由以下组分组成：膨润土2份、成膜封堵剂15份、胶结固壁剂35份、井壁表面憎水剂15份、流变性调节剂33份。
其与实施例1的区别仅在于胶结固壁剂的制备原料中不含环氧树脂成分，但原料总量不变。
胶结固壁剂的制备方法为：将质量比例为10:20:8:2:5的白油、沥青、橡胶粉、双十八烷基二甲基氯化铵、水在120℃下、3000rpm的搅拌速度下混合搅拌120min制得。
实施例8
本实施例提供一种随钻井壁贴膜的钻井工作液，其以重量份数计由以下组分组成：膨润土2份、成膜封堵剂15份、胶结固壁剂35份、井壁表面憎水剂15份、流变性调节剂33份。
其与实施例1的区别仅在于胶结固壁剂的制备原料中各组分的质量比不同，但原料总量不变。
胶结固壁剂的制备方法为：将质量比例为10:15:15:5:2:10的白油、沥青、橡胶粉、环氧树脂、双十八烷基二甲基氯化铵、水在120℃下、3000rpm的搅拌速度下混合搅拌120min制得。
实施例9
本实施例提供一种随钻井壁贴膜的钻井工作液，其以重量份数计由以下组分组成：膨润土2份、成膜封堵剂15份、胶结固壁剂35份、井壁表面憎水剂15份、流变性调节剂33份。
其与实施例1的区别仅在于井壁表面憎水剂中的制备原料仅为十六烷基三甲基溴化铵，原料总量保持不变。井壁表面憎水剂的制备方法参照实施例1。
实施例10
本实施例提供一种随钻井壁贴膜的钻井工作液，其以重量份数计由以下组分组成：膨润土2份、成膜封堵剂15份、胶结固壁剂35份、井壁表面憎水剂15份、流变性调节剂33份。
其与实施例1的区别仅在于井壁表面憎水剂中的制备原料仅为甲基硅酸钠，原料总量保持不变。井壁表面憎水剂的制备方法参照实施例1。
评价试验：
利用人造岩心样本对实施例1-10制得的钻井工作液进行如下指标的测试：
(1)岩心基础数据如表1所示：
表1
(2)岩心封堵率测试：
(2.1)在岩心流动实验仪上,测定岩样的初始正向标准盐水渗透率KW1。
(2.2)将岩心污染夹持器取下，接到钻井液高温高压动态失水仪上，用钻井液正向损害岩样。钻井工作液温度为120℃，压差为3.5MPa，围压为5MPa，剪切速率为150s-1，损害时间为30min。
(2.3)将岩心污染夹持器接入岩心流动实验仪，测定岩样正向标准盐水渗透率KW2，按照下述公式计算封堵率R封堵：
结果如表2所示。
(3)岩心承压能力测试：
将岩心污染夹持器接到钻井液高温高压动态综合测试仪上,用钻井液正向损害岩样。钻井工作液温度为120℃，围压为40MPa，剪切速率为150s-1，压差从5MPa逐渐加压提高至7MPa、10MPa、12MPa、15MPa、20MPa、25MPa、30MPa,每个压力点保持5分钟恒压，测定岩心漏失情况，以漏失的压力点作为工作液对岩心的承压封堵能力。
结果如表2所示。
(4)岩心抗压强度测试：
将测试完岩心承压能力的岩心取出后，使用压力机测试岩心抗压强度，岩心初始抗压强度为14.5MPa。
结果如表2所示。
表2
由表2数据可知：本发明所涉及的随钻井壁贴膜的钻井工作液具有优异的提高地层承压能力的性能，能够显著实现井壁强化。且成膜封堵剂、胶结固壁剂、井壁表面憎水剂的具有构成均会显著影响封堵率、承压能力或抗压能力中的一项或多项指标。
申请人声明，本发明通过上述实施例来说明本发明的一种随钻井壁贴膜的钻井工作液及其制备方法和应用，但本发明并不局限于上述实施例，即不意味着本发明必须依赖上述实施例才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明产品各原料的等效替换及辅助成分的添加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
Claims (10)
1.一种随钻井壁贴膜的钻井工作液，其特征在于，所述钻井工作液的制备原料以重量份数计包括：膨润土0-10份、成膜封堵剂5-30份、胶结固壁剂20-50份、井壁表面憎水剂5-30份、流变性调节剂20-50份。
2.如权利要求1所述的随钻井壁贴膜的钻井工作液，其特征在于，所述钻井工作液的制备原料以重量份数计包括：膨润土0-4份、成膜封堵剂10-20份、胶结固壁剂30-40份、井壁表面憎水剂10-20份、流变性调节剂30-40份。
3.如权利要求1或2所述的随钻井壁贴膜的钻井工作液，其特征在于，所述成膜封堵剂的制备原料包括羧甲基纤维素、吸水树脂、植物纤维粉、苯乙烯与丁二烯共聚胶粉、醋酸乙烯酯均聚胶粉、丙烯酸酯与苯乙烯共聚胶粉；
优选地，所述羧甲基纤维素、吸水树脂、植物纤维粉、苯乙烯与丁二烯共聚胶粉、醋酸乙烯酯均聚胶粉、丙烯酸酯与苯乙烯共聚胶粉的质量比为(1-2):(2-3):(4-6):(8-12):(5-10):(10-20)。
4.如权利要求3所述的随钻井壁贴膜的钻井工作液，其特征在于，所述成膜封堵剂是由如下方法制备得到的：将各制备原料混合后干燥，磨成粉末，即得；
优选地，所述干燥的温度为100-110℃；
优选地，所述粉末的目数为130-170目。
5.如权利要求1-4中任一项所述的随钻井壁贴膜的钻井工作液，其特征在于，所述胶结固壁剂的制备原料包括白油、沥青、橡胶粉、环氧树脂、双十八烷基二甲基氯化铵、水；
优选地，所述白油、沥青、橡胶粉、环氧树脂、双十八烷基二甲基氯化铵、水的质量比为(10-20):(20-40):(8-10):(5-10):(2-5):(5-8)。
6.如权利要求5所述的随钻井壁贴膜的钻井工作液，其特征在于，所述胶结固壁剂是由如下方法制备得到的：将各制备原料混合后搅拌均匀，即得；
优选地，所述搅拌的温度为110-130℃，搅拌的速度为1000-5000rpm，搅拌的时间为100-150min。
7.如权利要求1-6中任一项所述的随钻井壁贴膜的钻井工作液，其特征在于，所述井壁表面憎水剂的制备原料包括十六烷基三甲基溴化铵和甲基硅酸钠；
优选地，所述十六烷基三甲基溴化铵和甲基硅酸钠的质量比为1:9-3:7；
优选地，所述井壁表面憎水剂是由如下方法制备得到的：将十六烷基三甲基溴化铵和甲基硅酸钠混合后搅拌均匀，即得；
优选地，所述搅拌的温度为10-40℃，搅拌的速度为1000-5000rpm，搅拌的时间为40-80min。
8.如权利要求1-7中任一项所述的随钻井壁贴膜的钻井工作液，其特征在于，所述流变性调节剂的制备原料包括水和防冻剂；
优选地，所述水和防冻剂的质量比为1:4-2:3；
优选地，所述防冻剂包括乙二醇、二乙二醇、丙三醇、二甘醇或二乙二醇单丁醚中的任意一种或至少两种的组合；
优选地，所述流变性调节剂是由如下方法制备得到的：将水和防冻剂混合后搅拌均匀，即得；
优选地，所述搅拌的温度为10-40℃，搅拌的速度为1000-5000rpm，搅拌的时间为20-40min。
9.如权利要求1-8中任一项所述的随钻井壁贴膜的钻井工作液的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括：将膨润土、成膜封堵剂、胶结固壁剂、井壁表面憎水剂、流变性调节剂混合后以10000-15000rpm高速搅拌30-100min。
10.如权利要求1-8中任一项所述的随钻井壁贴膜的钻井工作液在油气钻井中的应用。
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