CN113337256A - 一种耐高温可实现水替油高性能水基钻井液的制备方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种耐高温能够实现水替油的高性能水基钻井液及其配置方法。属于油田化学应用领域。所述钻井液包括以下重量配比的各类药品及处理剂：以水的质量为100%计算，膨润土2.5%‑4.0%；碳酸钠0.15%‑0.24%；合成脂肪酸酯润滑剂2.5%‑3.0%；复合聚合物微球降滤失剂4.0%‑5.0%；成膜封堵剂2.0%‑4.0%；酰胺聚合物页岩抑制剂1.0%‑1.5%；无机盐类页岩抑制剂0.5%‑1.0%；PH调节剂0.1%‑0.2%；以及加重剂调节密度至2.10‑2.20 g/cm3；本发明钻井液密度可达2.20 g/cm3，具有强抑制、强封堵、低失水、高温稳定的特点，同时具备更优的润滑系数，井下摩阻小，是种适用于水平井施工的高性能水基钻井液。可实现替代油基钻井液，降低成本同时增加环保特性，促进油气资源未来的低成本开发。
Description
技术领域
本发明涉及油田化学应用领域，具体来讲，本发明涉及一种耐高温能够实现水替油的高性能水基钻井液及其制备方法。
背景技术
对于页岩气水平井，参考于现阶段可行的现实情况，国内大多选择采用油基钻井液体系来开展一系列钻进工作。原因在于油基钻井液具备更优良的性能，主要体现在：封堵抑制泥页岩的水化能力、良好的润滑防卡减少摩阻性能，以及抗地层矿物（如黏土、盐、膏、卤水等）污染能力强，对储层伤害小。
但不可忽视的是油基岩屑处理困难，海上平台更是困难加倍。随着新的《环境保护法》的正式实施，使用油基钻井液开发页岩油气藏时刻触碰人们的环保神经，油基岩屑含油量高，处理周期长，处理成本高，成为制约页岩气水平井钻井的一重大难题。钻进过程中使用油基钻井液将会在钻后形成对环境污染较为严重的油基钻屑，同时此类钻屑由于其处理难度较水基钻井液高增加钻井环保成本。已被列为危险废弃物。而反观水基钻井液及其岩屑环境危害性较低，便于后期处理，可以最大限度降低安全环保风险。
除此之外，油基钻井液配制成本较高，占到钻井成本的20%。废弃钻井液与岩屑处理工艺复杂、费用高昂。综上所述，考虑行业发展趋势，本专利着重从满足必要工艺参数要求的基础上研究水基钻井液在页岩气钻井技术中替代目前使用广泛的油基钻井液的可能性。麦克巴、哈里伯顿、贝克休斯等国际知名油服公司都针对页岩气的特点，开发出了专门的页岩气水基钻井液，并投入现场应用。
因此，通过现场试验，最终研发更完善、性能更优良以达到水替油的水基钻井液极具现实意义。
中国发明专利“超高密度水基钻井液及其制备方法”（申请号201110395440.8）公开了一种设计石油勘探开发的超高密度水基钻井液，采用重晶石作为唯一加重剂使密度达到2.55~2.70 g/cm3，专利包含以下处理剂：腐殖酸降滤失剂、磺化酚醛树脂、铁铬类稀释剂、磺化沥青用作润滑剂、氢氧化钠、复合电解质。通过实验进行加量优化得出配方。
中国发明专利“一种水基钻井液及其制备方法”（申请号201711268739.0）公开了一种基于配方简单、环保的理念，通过对低粘聚阴离子纤维素、盐类抑制剂、封堵型润滑剂、包被剂等环保处理剂的组合优化，制备一种简洁型水基钻井液
中国发明专利“一种保持页岩强度稳定的高性能水基钻井液及其配制方法”（申请号201911111552.9）公开的钻井液组分包括：膨润土8-12、氢氧化钠0.8-1、复合封堵剂20-28、降滤失剂14-20、聚合醇防塌剂12-15、长链醇胺脂类极压减摩剂8-12、氯化钾12-20、聚胺抑制剂2-4、加重剂260-400、水400。通过组分间相互作用及胶液和土相分别配置的方法，获得具备高封堵、高润滑、高抑制、低失水、高温稳定性的水基钻井液。
发明内容
本发明的一个目的在于提供一种耐高温能够实现水替油的高性能水基钻井液。
本发明的另一个目的是提供该水基钻井液的具体制备方式。
为实现目的，本发明提供了一种耐高温可实现水替油高性能水基钻井液及其制备方法。由以下质量百分比原材料制备而成：以水的质量为100%计算，膨润土2.5%-4.0%；碳酸钠0.15%-0.24%；改性脂肪酸酯润滑剂2.5%-3.0%；复合聚合物微球降滤失剂4.0%-5.0%；成膜封堵剂2.0%-4.0%；酰胺聚合物页岩抑制剂1.0%-1.5%；无机盐类页岩抑制剂0.5%-1.0%；PH调节剂0.1%-0.2%；每400份水基钻井液加入250-350份加重剂调节密度至所需密度标准；
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述膨润土采用的是渤钻土，渤钻土为钙黏土。
根据本发明一些具体实施方案，其中，碳酸钠作用机理是利用离子间作用所造成的交换与沉淀将钙土转化为钠土。该反应将黏土水化分散性能变的更为优良，配置成功的水基钻井液滤失量更低，提升切力同时粘度微量增大。到要考虑加量问题，过多会导致黏土颗粒发生聚结效应，导致性能破坏。因此加入膨润土加量的6%属于合适范畴。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述合成脂肪酸酯润滑剂为低聚甘油醇和脂肪酸酯化反应的产物，减少气泡并能够改善钻井液流变性。所述合成脂肪酸酯润滑剂的制备方式为：各称取1摩尔份数的低聚甘油醇及脂肪酸于80-100℃下反应2-4小时。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述滤失剂选用两性离子降滤失剂、聚合物微球降滤失剂及两者复合降滤失剂。
上述两性离子降滤失剂制备方法为：称取所需加量的AMPS置于去离子水中，通过PH调节剂调节至PH=7于一旁待用。称取适量丙烯酰胺（AM）于烧杯通过磁力搅拌机混合均匀，加入上述配置好AMPS溶液及定量二甲基二烯丙基氯化铵，单体总加量25%，初步控制单体加量质量比AM：AMPS：二甲基二烯丙基氯化铵=3：2：1。而后置于三口烧瓶，以55℃加热同时通入氮气保护30min，加入引发剂，恒温反应 6h 得到产物。
上述引发剂选用过(NH4)2SO4及NaHSO3，加量为单体总质量的0.6%。先通过注射器加入(NH4)2SO4，而后加入NaHSO3于三口烧瓶，两者质量比为2:1。
上述聚合物微球降滤失剂制备方法为：取定量聚合单体丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA），多官能团丙烯酸酯和分散稳定剂于去离子水中，单体总加量为20%，初步控制各药品质量比AM：AA：多官能团丙烯酸酯=3：9：2，于磁力搅拌器搅拌均匀后缓慢转入三口烧瓶，通氮气30min同时保持恒温加热，待温度达到60℃，加入引发剂，恒温反应 6h 得到聚合物微球。
上述多官能团丙烯酸酯具体采用甲基丙烯酸二甲氨基乙酯。
上述分散稳定剂选用聚丙烯酸（PAA)，加入单体总质量的1.5%。
上述引发剂选用过(NH4)2SO4及NaHSO3，加量为单体总质量的0.6%。先通过注射器加入(NH4)2SO4，而后加入NaHSO3于三口烧瓶，两者质量比为2:1。上述复合聚合物微球降滤失剂制备方法为：合成两性离子降滤失剂与聚合物微球降滤失剂质量比1:5，在60℃下混合均匀即为复合降滤失剂。
优选后，选用复合聚合物微球降滤失剂。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述成膜封堵剂选用市面上可以购买到的钻井液用成膜封堵剂，即多元乙烯基高分子乳液——FDM-1。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述页岩抑制剂为聚胺、聚醚胺、酰胺聚合物、季胺、烷基胺的一种或几种，优选确定酰胺聚合物页岩抑制剂。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述无机盐类页岩抑制剂为钾盐、镁盐或钠盐中的一种或几种，优选确定氯化钾。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述水基钻井液原料应包含将钻井液PH值调节至8-10的PH调节剂。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述该发明涉及PH调节剂为碱性无机化合物。具体为氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠。优选确定体系中加入对于调节PH值起主要作用的氢氧化钠及辅助作用的碳酸钠。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述钻井液应将密度最终调整为2.10-2.20g/cm3，所述加重剂选用重晶石粉，即硫酸钡。
上述各成分可市售获得。
根据本发明一些具体实施方案，将膨润土、碳酸钠与水混合均匀后静置24 h，即为待用基浆。
所述加入处理剂顺序为：向基浆中加入降滤失剂，搅拌均匀后加入氢氧化钠调节PH值，然后再顺序添加无机盐类页岩抑制剂、成膜封堵剂、酰胺聚合物页岩抑制剂、合成脂肪酸酯润滑剂以及加重剂。
综上，本发明致力于提供一种耐高温可实现水替油高性能水基钻井液及其制备方法。具备如下优点：
（1）本发明所配制的水基钻井液对页岩、碳质泥岩的裂缝、微裂缝均有良好的封堵性能。钻井液性能满足于页岩气水平井的要求，可以替代油基钻井液。
（2）本发明通过添加两性离子及聚合物微球两种降滤失剂及两者复合产物，在井壁上形成低渗透率、柔韧、薄而致密的泥饼，多官能团交联而成的聚合物微球优点体现在热稳定性与耐盐性好、且加入后对流变性影响不大；两性离子聚合物能更有效地使泥饼更为致密，形成优质泥饼。最终决定将聚合物微球与两性离子降滤失剂复合制备聚合物微球复合钻井液降滤失剂，实验结果表明能够在体系中发挥各自优势。验证两者具备协同效应。
（3）本发明所配制的水基钻井液在高密度条件下依旧能够保持抗温性能良好，钻井液即使在高温下同样具备优良的流动性，流态易于调控，现场实际应用中监控维护简易方便。
具体实施方式
从研究目的出发，结合案例实施过程，分析在案例实施过程中涉及本专利所研究的技术，能够更进一步的解释说明本专利的技术内容、技术实质及技术特点；以效果评价为结束，总结本发明的技术优势。此外，值得说明的是，本发明撰写过程中所提到的案例分析仅作技术验证所需必要过程，并不意味着本发明只能在案例范围内施行。另一点需额外说明的是，验证案例中实验中所涉及的材料均为市面上合规、合法且较易获取的常规化工原料。未特殊注明的实验或测试方法均为对应国标、行标所规定的常规试验、测试方法，对于无国标、行标的项则是遵从生产商的建议进行。
实施例1
本实施例提供一种耐高温可实现水替油高性能水基钻井液及其制备方法。由以下质量百分比原材料制备而成：以水的质量为100%计算，膨润土4.0%；碳酸钠0.24%；改性脂肪酸酯润滑剂2.5%；两性离子滤失剂4.5%；成膜封堵剂3.0%；酰胺聚合物页岩抑制剂1.5%；无机盐类页岩抑制剂0.8%；PH调节剂0.2%；以及加重剂调节密度至2.20 g/cm3；
所述合成脂肪酸酯润滑剂为低聚甘油醇和脂肪酸酯化反应的产物，减少气泡并能够改善钻井液流变性。所述合成脂肪酸酯润滑剂的制备方式为：各称取1摩尔份数的低聚甘油醇及脂肪酸于80-100℃下反应2-4小时。
所述两性离子降滤失剂制备方法为：称取所需加量的AMPS置于去离子水中，通过PH调节剂调节至PH=7于一旁待用。称取适量丙烯酰胺（AM）于烧杯通过磁力搅拌机混合均匀，加入上述配置好AMPS溶液及定量二甲基二烯丙基氯化铵，单体总加量25%，初步控制单体加量质量比AM：AMPS：二甲基二烯丙基氯化铵=3：2：1。而后置于三口烧瓶，以55℃加热同时通入氮气保护30min，加入引发剂，恒温反应 6h 得到产物。
上述引发剂选用过(NH4)2SO4及NaHSO3，加量为单体总质量的0.6%。先通过注射器加入(NH4)2SO4，而后加入NaHSO3于三口烧瓶，两者质量比为2:1。
所述成膜封堵剂选用市面上可以购买到的钻井液用成膜封堵剂，即多元乙烯基高分子乳液——FDM-1。
所述页岩抑制剂为酰胺聚合物页岩抑制剂与无机盐类页岩抑制剂氯化钾。
所述制备方法包括以下步骤：
（1）按所需重量称取各样品。
（2）向400g水中加入16 g渤钻土配置成4.0%土浆，向其中加入渤钻土质量分数6.0%的碳酸钠搅拌均匀，预水化静置24 h后使用。
（3）配置水基钻井液：向步骤（2）预水化好的基浆中加入4.5%两性离子降滤失剂，搅拌（11000 r/min）10min后加入0.2%氢氧化钠调节PH值，然后再顺序添加0.8%无机盐类页岩抑制剂、3.0%成膜封堵剂、1.5%酰胺聚合物页岩抑制剂、2.5%合成脂肪酸酯润滑剂。
（4）按照所需密度加入加重剂（重晶石密度4.2 g/cm3）调整钻井液密度至2.2 g/cm3，全部样品加入完成后搅拌20 min，得到最终钻井液。
实施例2
本实施例提供一种耐高温可实现水替油高性能水基钻井液及其制备方法。由以下质量百分比原材料制备而成：以水的质量为100%计算，膨润土4.0%；碳酸钠0.24%；改性脂肪酸酯润滑剂2.5%；聚合物微球降滤失剂4.5%；成膜封堵剂3.0%；酰胺聚合物页岩抑制剂1.5%；无机盐类页岩抑制剂0.8%；PH调节剂0.2%；以及加重剂调节密度至2.20 g/cm3；
所述聚合物微球降滤失剂制备方法为：取定量聚合单体丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA），多官能团丙烯酸酯和分散稳定剂于去离子水中，单体总加量为20%，初步控制各药品质量比AM：AA：多官能团丙烯酸酯=3：9：2，于磁力搅拌器搅拌均匀后缓慢转入三口烧瓶，通氮气30 min同时保持恒温加热，待温度达到60℃，加入引发剂，恒温反应 6 h 得到聚合物微球。
上述多官能团丙烯酸酯具体采用甲基丙烯酸二甲氨基乙酯。
上述分散稳定剂选用聚丙烯酸（PAA),加入单体总质量的1.5%。
上述引发剂选用过(NH4)2SO4及NaHSO3，加量为单体总质量的0.6%。先通过注射器加入(NH4)2SO4，而后加入NaHSO3于三口烧瓶，两者质量比为2:1。
所述改性脂肪酸酯润滑剂、成膜封堵剂、页岩抑制剂与实施例1相同。
所述制备方法包括以下步骤：
（1）按所需重量称取各样品。
（2）向400 g水中加入16 g渤钻土配置成4.0%土浆，向其中加入渤钻土质量分数6.0%的碳酸钠搅拌均匀，预水化静置24 h后使用。
（3）配置水基钻井液：向步骤（2）预水化好的基浆中加入4.5%聚合物微球降滤失剂，搅拌（11000 r/min）10min后加入0.2%氢氧化钠调节PH值，然后再顺序添加0.8%无机盐类页岩抑制剂、3.0%成膜封堵剂、1.5%酰胺聚合物页岩抑制剂、2.5%合成脂肪酸酯润滑剂。
（4）按照所需密度加入加重剂（重晶石密度4.2 g/cm3）调整钻井液密度至2.2 g/cm3，全部样品加入完成后搅拌20 min，得到最终钻井液。
实施例3
本实施例提供一种耐高温可实现水替油高性能水基钻井液及其制备方法。由以下质量百分比原材料制备而成：以水的质量为100%计算，膨润土4.0%；碳酸钠0.24%；改性脂肪酸酯润滑剂2.5%；复合聚合物微球降滤失剂4.5%；成膜封堵剂3.0%；酰胺聚合物页岩抑制剂1.5%；无机盐类页岩抑制剂0.8%；PH调节剂0.2%；以及加重剂调节密度至2.20 g/cm3；
所述复合聚合物微球降滤失剂制备方法为：将实施例1与实施例2中所合成两性离子降滤失剂与聚合物微球降滤失剂以质量比1:5，在60℃下混合均匀即为复合降滤失剂。
所述水基钻井液制备方法与实施例1相同。
实施例4
本实施例提供一种耐高温可实现水替油高性能水基钻井液及其制备方法。由以下质量百分比原材料制备而成：以水的质量为100%计算，膨润土4.0%；碳酸钠0.24%；改性脂肪酸酯润滑剂3.0%；复合聚合物微球降滤失剂5.0%；成膜封堵剂3.5%；酰胺聚合物页岩抑制剂1.5%；PH调节剂0.2%；以及加重剂调节密度至2.20 g/cm3；
所述制备方法包括以下步骤：
（1）按所需重量称取各样品。
（2）向400g水中加入16 g渤钻土配置成4.0%土浆，向其中加入渤钻土质量分数6.0%的碳酸钠搅拌均匀，预水化静置24 h后使用。
（3）配置水基钻井液：向步骤（2）预水化好的基浆中加入5.0%复合聚合物微球降滤失剂，搅拌（11000 r/min）10min后加入0.2%氢氧化钠调节PH值，然后再顺序添加3.5%成膜封堵剂、1.5%酰胺聚合物页岩抑制剂、3.0%合成脂肪酸酯润滑剂。
（4）按照所需密度加入加重剂（重晶石密度4.2 g/cm3）调整钻井液密度至2.2 g/cm3，全部样品加入完成后搅拌20 min，得到最终钻井液。
实施例5
本实施例提供一种耐高温可实现水替油高性能水基钻井液及其制备方法。由以下质量百分比原材料制备而成：以水的质量为100%计算，膨润土4.0%；碳酸钠0.24%；合成脂肪酸酯润滑剂3.0%；复合聚合物微球降滤失剂5.0%；成膜封堵剂3.5%；酰胺聚合物页岩抑制剂1.5%；无机盐类页岩抑制剂1.0%；PH调节剂0.2%；以及加重剂调节密度至2.20 g/cm3；
所述制备方法包括以下步骤：
（1）按所需重量称取各样品
（2）向400 g水中加入16 g渤钻土配置成4.0%土浆，向其中加入渤钻土质量分数6.0%的碳酸钠搅拌均匀，预水化静置24 h后使用。
（3）配置水基钻井液：向步骤（2）预水化好的基浆中加入5.0%复合聚合物微球降滤失剂，搅拌（11000 r/min）10 min后加入0.2%氢氧化钠调节PH值，然后再顺序添加1.0%无机盐类页岩抑制剂、3.5%成膜封堵剂、1.5%酰胺聚合物页岩抑制剂、3.0%合成脂肪酸酯润滑剂。
（4）按照所需密度加入加重剂（重晶石密度4.2 g/cm3）调整钻井液密度至2.2 g/cm3，全部样品加入完成后搅拌20 min，得到最终钻井液。
对比例1
本对比例配置密度为2.2 g/cm3的油基钻井液，该油基钻井液参考油田现场应用油基钻井液配方，由下列重量份组分组成：0#柴油80重量份、有机土2.0重量份、50wt.%的氯化钙溶液5.0重量份、50wt.%的氯化钠溶液0.5重量份、油基降滤失剂3.0重量份、生石灰4.0重量份、主乳化剂2.5重量份、辅乳化剂2.0重量份、重晶石300-400重量份调节密度。上述组分充分混合后通过高搅机于12000 r/min转速条件下搅拌30 min即为该油基钻井液对比例的制备方式。
所述油基降滤失剂由磺化沥青1.5重量份及氧化沥青1.5重量份混合组成。
所述主乳化剂为Span-80，辅乳化剂为环烷酸酰胺。均可通过市售获得。
下面对实施例1-5及对比例1水基及油基钻井液进行评价。
各实施例及对比例参数均在25℃条件下测定。其中老化前指配置完成后对性能进行测定，老化后是将所配置水基或油基钻井液在180℃下热滚16h，然后冷却至25℃后测试性能。
产品性能测定按照以下石油行业标准执行：
（1）GB/T 16783.1-2014 石油与天然气工业钻井液现场测试第1部分水基钻井液（水基PV、YP、GEL、API、HTHP等参数均按本标准进行性能测试）。
（2）GB/T 16783.2-2012 石油天然气工业 钻井液现场测试 第2部分:油基钻井液（油基PV、YP、GEL、API、HTHP等参数均按本标准进行性能测试）。
（3）GB/T 29170-2012 石油天然气工业钻井液实验测试 23章 页岩滚动回收测试（滚动回收率试验方法按照本标准实施）。
性能评价结果如下表：
降滤失剂优化相关数据可见上表，通过添加两性离子及聚合物微球两种降滤失剂及两者复合产物，在井壁上形成低渗透率、柔韧、薄而致密的泥饼，通过滤饼使钻井液具备更优良的滤失量。多官能团交联而成的聚合物微球优点体现在热稳定性与耐盐性好、对钻井液流变性影响较小；而离子聚合物能更有效地使泥饼更为致密，形成优质泥饼，而最终确定采用将聚合物微球与两性离子降滤失剂复合的方法制备聚合物微球复合钻井液降滤失剂，实验结果表明能够在体系中发挥各自优势。验证两者具备协同效应。因此在钻井液中显示出更优良的降滤失效果性能。
抑制剂优化数据如上表，最终该本发明明确定义所添加页岩抑制剂为酰胺聚合物及无机页岩抑制剂，对于酰胺抑制剂其中小分子量的聚合物通过氨基群吸附以及阳离子间置换效应，嵌于在粘土层间抑制表面水化；同时大分子聚合物利用氨基和酰胺基多细胞吸附，使疏水链缠绕于粘土表层，从而降低岩石表面的水动力学。使其变得憎水，形成稳定的疏水区。该疏水区能有效地阻止自由水与岩石（粘土）表面接触及向粘土内部渗透，从而有效地抑制粘土水化。加入无机盐抑制剂氯化钾共同作用以达到抑制水化，通过带正电的铵离子吸附在黏土表面，同时通过氢键作用用于加强黏土层的结合，堆叠封堵及降滤失剂的架桥作用从而阻止水分子进入页岩层间裂缝。构成具备强抑制性的水基钻井液体系。
由上表数据分析可知，实施例3、5所提供的水基钻井液各性能指标与对比例1制备油基钻井液相当。能够满足井下所需优异的流变性、润滑性、降滤失性及抑制性，与此同时高温稳定性好。
最后需要说明的是：以上实施例仅用以说明而非限制本发明的技术方案，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细说明。本领域相关技术人员应当理解：可以对本发明进行修改及类似步骤更改，但不脱离本发明精神和范围的任何修改及局部替换均要涵盖于权利要求范围内。
Claims (7)
1.本发明提供了一种耐高温能够实现水替油的高性能水基钻井液及其制备方法，由以下质量百分比原材料制备而成：以水的质量为100%计算，膨润土2.5%-4.0%；碳酸钠0.15%-0.24%；合成脂肪酸酯润滑剂2.5%-3.0%；复合聚合物微球降滤失剂4.0%-5.0%；成膜封堵剂2.0%-4.0%；酰胺聚合物页岩抑制剂1.0%-1.5%；无机盐类页岩抑制剂0.5%-1.0%；PH调节剂0.1%-0.2%；以及每400份水基钻井液加入250-350份加重剂调节密度至所需密度标准。
2.根据权利要求书1所述的水基钻井液，其中所述合成脂肪酸酯润滑剂为低聚甘油醇和脂肪酸酯化反应的产物，减少气泡并改善钻井液流变性。
3.根据权利要求书1所述的水基钻井液，其中所述降滤失剂选用两性离子降滤失剂、聚合物微球降滤失剂及两者复合降滤失剂。
4.根据权利要求书1所述的水基钻井液，其中，所述成膜封堵剂选用钻井液用成膜封堵剂，即多元乙烯基高分子乳液——FDM-1。
5.根据权利要求书1所述的水基钻井液，其中，所述页岩抑制剂为无机盐类、聚胺、聚醚胺、酰胺聚合物、季胺、烷基胺的一种或几种；无机盐类页岩抑制剂为钾盐、镁盐或钠盐中的一种或几种。
6.根据权利要求书1所述的水基钻井液，其中所述PH调节剂应为碱性无机物，具体为氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠。
7.根据权利要求书1所述的水基钻井液，其中所述加入处理剂顺序为：向基浆中加入降滤失剂，搅拌均匀后加入氢氧化钠调节PH值，然后再顺序添加无机盐类页岩抑制剂、成膜封堵剂、酰胺聚合物页岩抑制剂、合成脂肪酸酯润滑剂以及加重剂。
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2021
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