CN113583638A - 钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液、钻井液及其制备与应用 - Google Patents
钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液、钻井液及其制备与应用 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供了一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液、钻井液及其制备与应用，所述基液包括基浆、钙基低聚盐、降滤失剂、流型调节剂及氢氧化钠；其中，基浆包括预水化钠膨润土浆或者由清水、碳酸钠及钠膨润土形成的浆液；以预水化钠膨润土浆或者浆液中清水的总体积为计算基准，钙基低聚盐的用量为2‑20wt/v％，降滤失剂的用量为0.8‑4.5wt/v％，流型调节剂的用量为0.5‑2wt/v％以及氢氧化钠的用量为0.3‑0.5wt/v％；其中，所述钙基低聚盐为由钙盐与低粘羧甲基纤维素钠盐所形成的复配物。所述钻井液包括所述基液以及封堵剂，以基液的总体积为计算基准，封堵剂的用量为1.2‑5wt/v％。
Description
技术领域
本发明涉及一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液、钻井液及其制备与应用，属于石油开采技术领域。
背景技术
针对新疆油田分公司准噶尔盆地东部油田致密油、昌吉油田等钻井工区，尤其是昌吉油田吉7井区吉8井断块1700m浅井，二开后钻井作业施工过程中存在的技术难题：如新近系、古近系水敏性地层泥岩、膏岩和膏质泥岩遇水后易水化、膨胀、分散，导致钻井液快速造浆、性能被污染、流动性变差、甚至恶性循环，严重时钻井液流不动，造成缩径、卡钻等井下复杂和事故时有发生；西山窑组煤层发育，也易造成井下垮塌和卡钻等复杂；反复冲放处理钻井液导致钻井液成本超出设计成本，造成单井钻井液成本居高不下。这些技术难题的存在说明目前针对该区块钻井作业时采用的天然高分子聚合物钻井液体系和钾基盐水聚合物钻井液体系已不能满足该区块钻井施工的需要。油基钻井液虽然能够解决以上问题，但其存在成本高，污染严重，环保难以达标的问题。
因此，提供一种新型的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液、钻井液及其制备与应用已经成为本领域亟需解决的技术问题。
发明内容
为了解决上述的缺点和不足，本发明的一个目的在于提供一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液。
本发明的另一个目的还在于提供以上所述钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液的制备方法。
本发明的又一个目的还在于提供一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液，其含有以上所述的基液。
本发明的再一个目的还在于提供以上所述钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液的制备方法。
本发明的最后一个目的还在于提供以上所述钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液或者钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液在石油开采钻井作业中的应用。
为了实现以上目的，一方面，本发明提供了一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液，其中，所述基液包括基浆、钙基低聚盐、降滤失剂、流型调节剂及氢氧化钠；
其中，所述基浆包括预水化钠膨润土浆或者由清水、碳酸钠及钠膨润土形成的浆液；以预水化钠膨润土浆或者浆液中清水的总体积为计算基准，钙基低聚盐的用量为2-20wt/v％，降滤失剂的用量为0.8-4.5wt/v％，流型调节剂的用量为0.5-2wt/v％以及氢氧化钠的用量为0.3-0.5wt/v％；
其中，所述钙基低聚盐为由钙盐与低粘羧甲基纤维素钠盐所形成的复配物。
作为本发明以上所述基液的一具体实施方式，其中，所述钙盐包括CaCl2和/或CaCO3。
作为本发明以上所述基液的一具体实施方式，其中，所述钙基低聚盐为由钙盐与低粘羧甲基纤维素钠盐混合后所形成的复配物。复配物中钙盐及低粘羧甲基纤维素钠盐的用量可根据现场应用场景及需求进行合理选择。例如，在本发明一些实施例中，以所述复配物的总重量为100％计，其包含40wt％的低粘羧甲基纤维素钠盐、50wt％的CaCI2以及10wt％的CaCO3。
作为本发明以上所述基液的一具体实施方式，其中，当所述基浆为由清水、碳酸钠及钠膨润土形成的浆液时，以所述清水的总体积为计算基准，碳酸钠的用量为0.2-0.3wt/v％，钠膨润土的用量为3-4wt/v％。
作为本发明以上所述基液的一具体实施方式，其中，预水化钠膨润土浆中钠膨润土的浓度为2-4wt/v％。
本发明中所使用的“预水化钠膨润土浆”是将清水、Na2CO3及钠膨润土混合后再经水化24小时所得。在一些实施例中，以所述清水的总体积为计算基准，碳酸钠的用量为0.2-0.3wt/v％，钠膨润土的用量为2-4wt/v％。
其中，预水化钠膨润土浆中钠膨润土的浓度是以配制预水化钠膨润土浆时所用的清水的总体积为基准计算得到的。
作为本发明以上所述基液的一具体实施方式，其中，所述降滤失剂包括抗高温淀粉降滤失剂和/或磺酸盐共聚物降滤失剂。
作为本发明以上所述基液的一具体实施方式，其中，以预水化钠膨润土浆或者浆液中清水的总体积为计算基准，抗高温淀粉降滤失剂的用量为0.8-3wt/v％，磺酸盐共聚物降滤失剂的用量为0.6-1.5wt/v％。
作为本发明以上所述基液的一具体实施方式，其中，所述抗高温淀粉降滤失剂为山东得顺源石油科技有限公司生产的抗高温淀粉降滤失剂SHR-1；所述磺酸盐共聚物降滤失剂为山东得顺源石油科技有限公司生产的磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-1和/或DSP-2。
作为本发明以上所述基液的一具体实施方式，其中，所述流型调节剂可为磺化褐煤、腐植酸钾、磺化栲胶、XY-27等常规流型调节剂，也可为低粘共聚物流型调节剂；
优选地，所述流型调节剂为低粘共聚物流型调节剂。
作为本发明以上所述基液的一具体实施方式，其中，所述低粘共聚物流型调节剂的分子量范围为8-10万。
作为本发明以上所述基液的一具体实施方式，其中，所述低粘共聚物流型调节剂为山东得顺源石油科技有限公司生产的低粘共聚物PANS。
作为本发明以上所述基液的一具体实施方式，其中，以预水化钠膨润土浆的总体积为计算基准，所述基液包括预水化钠膨润土浆、2wt/v％的抗高温淀粉降滤失剂、0.6wt/v％的低粘共聚物流型调节剂、0.6wt/v％的低粘共聚物流型调节剂、7wt/v％的钙基低聚盐及0.3wt/v％的NaOH，其中，预水化钠膨润土浆中钠膨润土的浓度为3wt/v％。
优选地，此具体实施方式中所提供的基液适用于温度为60℃的环境。
作为本发明以上所述基液的一具体实施方式，其中，以预水化钠膨润土浆的总体积为计算基准，所述基液包括预水化钠膨润土浆、2wt/v％的抗高温淀粉降滤失剂、1wt/v％的低粘共聚物流型调节剂、1wt/v％的低粘共聚物流型调节剂、10wt/v％的钙基低聚盐及0.3wt/v％的NaOH，其中，预水化钠膨润土浆中钠膨润土的浓度为2wt/v％。
优选地，此具体实施方式中所提供的基液适用于温度为80℃的环境。
作为本发明以上所述基液的一具体实施方式，其中，以浆液中清水的总体积为计算基准，所述基液包括清水、0.2wt/v％的Na2CO3、3wt/v％的钠膨润土、2wt/v％的抗高温淀粉降滤失剂、1.5wt/v％的低粘共聚物流型调节剂、1.5wt/v％的低粘共聚物流型调节剂、10wt/v％的钙基低聚盐及0.3wt/v％的NaOH。
优选地，此具体实施方式中所提供的基液适用于温度为100℃的环境。
作为本发明以上所述基液的一具体实施方式，其中，以浆液中清水的总体积为计算基准，所述基液包括清水、0.2wt/v％的Na2CO3、4wt/v％的钠膨润土、3wt/v％的抗高温淀粉降滤失剂、1.5wt/v％的低粘共聚物流型调节剂、1.5wt/v％的低粘共聚物流型调节剂、10wt/v％的钙基低聚盐及0.3wt/v％的NaOH。
优选地，此具体实施方式中所提供的基液适用于温度为120℃的环境。
另一方面，本发明还提供了以上所述钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液的制备方法，其中，所述制备方法包括：
将钙基低聚盐、降滤失剂、流型调节剂及氢氧化钠于基浆中充分溶解，混合均匀后，得到所述钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液。
作为本发明以上所述基液制备方法的一具体实施方式，其中，当所述基浆为预水化钠膨润土浆时，所述制备方法包括：
向所述基浆，即预水化钠膨润土浆中加入所述钙基低聚盐及氢氧化钠，然后再加入降滤失剂和流型调节剂。当所述基浆为预水化钠膨润土浆，制备所述基液时若先加入降滤失剂和流型调节剂会导致体系粘切高、滤失量小，进而导致后续加入的钙基低聚盐不易溶解或溶解不完全。
作为本发明以上所述基液制备方法的一具体实施方式，其中，当所述基浆为由清水、碳酸钠及钠膨润土形成的浆液(不进行水化)时，所述制备方法包括：
向所述基浆，即由清水、碳酸钠及钠膨润土形成的浆液中加入降滤失剂和流型调节剂，再加入所述钙基低聚盐及氢氧化钠。当所述基浆为由清水、碳酸钠及钠膨润土形成的浆液(不进行水化)，制备所述基液时若先加入钙基低聚盐会抑制后续加入的降滤失剂和流型调节剂的溶解。
此外，在一些实施例中，当欲配制较低粘度的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液时，通常选择由清水、碳酸钠及钠膨润土形成的浆液(不进行水化)作为基浆，当欲配制较高粘度的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液时，通常选择预水化钠膨润土浆作为基浆。即在水敏性易垮塌地层井段钻进时可采用预水化钠膨润土浆作为基浆配制高粘度钻井液基液，有利于携砂、支撑稳定井壁；在水敏性易分散易造浆地层井段钻进时可采用由清水、碳酸钠及钠膨润土形成的浆液(不进行水化)作为基浆配制低粘度钻井液基液，有利于抑制地层造浆污染钻井液而影响其性能，还可以防止井壁缩径、钻头泥包、粘卡等井下复杂情况的发生。其中，所述高粘度钻井液基液的粘度η的取值范围为：50s≤η≤80s，所述低粘度钻井液基液的粘度η的取值范围为：30s≤η<50s。
对于本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液而言，“wt/v％”是指质量体积比，其中体积单位为mL，质量单位为g，如所述预水化钠膨润土浆或者清水的总体积为100mL，抗高温淀粉降滤失剂的用量为2g，则所述抗高温淀粉降滤失剂的用量/浓度即为2wt/v％。
又一方面，本发明还提供了一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液，其中，所述钻井液包括以上所述的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液以及封堵剂；
其中，以所述基液的总体积为计算基准，所述封堵剂的用量为1.2-5wt/v％。
作为本发明以上所述钻井液的一具体实施方式，其中，所述封堵剂包括纳米二氧化硅封堵剂、白沥青防塌封堵剂、超细碳酸钙或纳米聚酯封堵剂中的一种或几种的组合。其中，所述超细碳酸钙用作封堵剂时其也能表现出加重作用；所述纳米聚酯封堵剂为常规物质，利用所述钻井液钻井施工过程中如遇渗透性漏失地层时需要添加所述纳米聚酯封堵剂，或者也可以直接向基液中提前加入所述纳米聚酯封堵剂，以预防渗透性井漏。
作为本发明以上所述钻井液的一具体实施方式，其中，所述封堵剂包括纳米二氧化硅封堵剂、白沥青防塌封堵剂。
作为本发明以上所述钻井液的一具体实施方式，其中，以所述基液的总体积为计算基准，所述纳米二氧化硅封堵剂的用量为0.2-2wt/v％，所述白沥青防塌封堵剂的用量为1-3wt/v％。
作为本发明以上所述钻井液的一具体实施方式，其中，所述纳米二氧化硅封堵剂为山东得顺源石油科技有限公司生产的纳米二氧化硅封堵剂NS-1；所述白沥青防塌封堵剂为北京培康佳业技术发展有限公司生产的白沥青防塌封堵剂NFA-25。
作为本发明以上所述钻井液的一具体实施方式，其中，所述钻井液还包括提切剂，以所述基液的总体积为计算基准，所述提切剂的用量为0.2-0.5wt/v％；
优选地，所述提切剂为黄原胶。
作为本发明以上所述钻井液的一具体实施方式，其中，所述钻井液还包括加重剂，所述加重剂的用量根据所述钻井液的目标密度确定，其中所述目标密度为1.15-1.20g/cm3；
优选地，所述加重剂为重晶石和/或超细(微米级)碳酸钙。
本发明通过优选优质高效的封堵防塌处理剂，结合“刚柔并济(超细钙，如超细碳酸钙的刚性封堵及柔性变形的弹性封堵，如使用白沥青防塌封堵剂的封堵相结合)”、“纳米封固(纳米二氧化硅封堵剂及纳米聚酯封堵剂的纳米封固作用)”、“粒级搭配(微米级超细碳酸钙及纳米封堵剂的多粒级搭配，提高封堵带的致密性)”等理念，强化钻井液体系的综合封堵防塌性能，全方位解决因“渗透水化作用”导致的层理及微裂缝发育泥岩泥页岩地层的井壁失稳问题。
再一方面，本发明还提供了以上所述钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液的制备方法，其中，所述制备方法包括：
向所述的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液中加入封堵剂，待所述封堵剂完全溶解后即得到所述钻井液。
作为本发明以上所述钻井液制备方法的一具体实施方式，其中，当所述钻井液还包括提切剂时，所述制备方法包括：
向所述的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液中加入封堵剂、提切剂，待所述封堵剂、提切剂完全溶解后即得到所述钻井液。
作为本发明以上所述钻井液制备方法的一具体实施方式，其中，当所述钻井液还包括加重剂时，所述制备方法包括：
向所述的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液中加入封堵剂，待所述封堵剂完全溶解，再加入加重剂以将体系密度提高至目标密度后即得到所述钻井液。
作为本发明以上所述钻井液制备方法的一具体实施方式，其中，当所述钻井液还包括提切剂及加重剂时，所述制备方法包括：
向所述的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液中加入封堵剂、提切剂，待所述封堵剂、提切剂完全溶解，再加入加重剂以将体系密度提高至目标密度后即得到所述钻井液。
对于本发明所提供的钻井液而言，“wt/v％”是指质量体积比，其中体积单位为mL，质量单位为g，如所述基液的总体积为100mL，封堵剂的用量为2g，则所述封堵剂的用量/浓度即为2wt/v％。
最后，本发明还提供了以上所述的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液或者以上所述的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液在石油开采钻井作业中的应用。
本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液体系的抑制性强，完全能控制该区块(即昌吉油田吉7井区吉8井断块)水敏性地层泥岩、膏岩和膏质泥岩的快速造浆，有效地避免了钻井液被污染，同时其还具有良好的流变性、失水造壁性，能始终保持低粘切携砂，保持井壁清洁、井底干净和钻井液自身净化，防止缩径、卡钻等井下复杂和事故发生。
本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液体系的抑制封堵性强，采用纳米及各种粒级复配随钻屏蔽暂堵工艺技术，能在近井壁地带快速形成屏蔽环和致密、柔韧、光滑高质量的优质泥饼，封堵住煤层微裂隙和地层孔隙喉道，进而能有效地防止西山窑煤层垮塌、井漏和卡钻等井下复杂情况的发生。
与钾基盐水聚合物钻井液体系相比，本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液体系无污染、环保；单井成本低，投入低；配制维护工艺简单，易掌握；能保证井下安全钻井，加快施工进度。
此外，本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液体系在高温，如80-120℃仍能保持良好的抑制性、失水造壁性、流变性、触变性、配伍性、封堵性和抗劣质钻屑污染能力，热稳定能力强，特别地，该体系的抗温抗盐热稳定性突破了聚合物盐水钻井液热稳定性不超过120℃的技术限制，可在北疆浅井、深井及复杂井上推广应用。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
为了验证本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液以及钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液具有如上所述的相关性能，此处首先对所述基液及钻井液中使用的钙基低聚盐、低粘共聚物PANS流型调节剂、磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-1、抗高温淀粉降滤失剂SHR-1、白沥青防塌封堵剂NFA-25、纳米二氧化硅封堵剂NS-1以及提切剂黄原胶的相关性能进行验证及说明。
一、钙基低聚盐
(1)作用机理
钻井液的抑制性是指在一定的环境条件下其能抑制水敏性地层中粘土水化、膨胀和分散的能力。其中，K+离子和NH+离子形成的钻井液之所以具有较强的抑制性，是因为K+离子和NH+离子的直径和粘土晶格间距相等，正好可以镶嵌在粘土晶格中，可有效阻止水分子进入粘土晶格，避免引起粘土进一步水化、膨胀和分散；本发明所用的钙基低聚盐为钙盐的低聚材料，将其添加到钻井液中其可以在粘土表面发生阳离子置换，压缩粘土晶格间距，使粘土晶格间的距离变小来阻止水分子进入粘土晶格，避免引起粘土进一步水化、膨胀和分散。
其中，本发明所使用的钙基低聚盐的抑制性能评价实验数据如表2所示，从表2中可以看出，其具有较强的抑制性。
二、低粘共聚物PANS流型调节剂
(1)作用机理
钻井液用流型调节剂PANS为一种低粘抗温抗盐型共聚物，其是由AA(丙烯酸)、AMPS(2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸)和DMDAAC(二烯丙基二甲基氯化铵)等为主要原材料，以水为溶剂，采用氧化还原引发体系经聚合合成出的具有超低粘度效应的抗温抗盐型聚合物流型调节剂。PANS不仅能有效降低钻井液粘切、滤失量、改善泥饼质量、抗温、抗盐钙污染能力强，而且通过严格控制产品分子量，其在钻井液中可以拆散钻井液的空间网架结构、降低钻井液滤液粘度、使“T型流”变为“线型流”，使其保持较低的粘度效应，特别适用于淡水、盐水、海水钻井完井液以及高密度钻井液。
(2)性能对比
为了考察本发明所用的流型调节剂PANS的降粘趋势以及中压滤失性能，此处对比了基浆Ⅱ、对照组钻井液基液以及钻井液基液Ⅱ分别经高滚60℃/16h后，再搅拌加温至50℃时的密度(ρ)、表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)以及pH值等基础性能参数，如下表Ⅱ所示；
其中，以基浆Ⅱ中所含清水的总体积计，基浆Ⅱ包括清水、4wt/v％的钠膨润土以及0.3wt/v％的Na2CO3；
以对照组钻井液基液所含的基浆Ⅱ的总体积计，对照组钻井液基液包括基浆Ⅱ以及0.5wt/v％的NH4-HPAN(水解聚丙烯腈铵盐)；
以钻井液基液Ⅱ所含的基浆Ⅱ的总体积计，钻井液基液Ⅱ包括基浆Ⅱ以及0.5wt/v％的流型调节剂PANS。
其中，“wt/v％”是指质量体积比，其中体积单位为mL，质量单位为g。
表Ⅱ
从表Ⅱ中可以看出，NH4-HPAN在该体系中没有降粘趋势，中压滤失量大，相较于NH4-HPAN而言，本发明所使用的流型调节剂PANS具有降粘作用，且中压滤失量较小。
三、钻井液用抑制性聚合物降滤失剂，即磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-1
(1)作用机理
钻井液用抑制性聚合物降滤失剂DSP-1为一种磺酸盐共聚物，其是采用分子结构设计理念，通过对耐温耐盐单体的优选，以溶液法聚合而成。由于DSP-1中引入的单体重复单元，如丙烯丙磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸等空间体积大，能有效增大空间位阻，化学键结合能力强，提高了共聚物分子的刚性，在高温下不容易降解、断链，从而提高了其抗温、抗盐及抗剪切性和降滤失性能。此外，DSP-1还克服了常规聚合物降滤失剂的抗剪切性差、抗温抗盐差、降HTHP滤失量效果不好等缺点，是一种全新的聚合物降滤失剂，可用于深井、超深井及高矿化度盐水钻井液的施工中。
(2)性能对比
为了考察本发明所用的降滤失剂DSP-1的粘切增幅以及降失水幅度等性能，此处对比了基浆Ⅲ、对照组钻井液基液以及钻井液基液Ⅲ分别经高滚60℃/16h后，再搅拌加温至50℃时的密度(ρ)、表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)以及pH值等基础性能参数，如下表Ⅲ所示；
其中，以基浆Ⅲ中所含清水的总体积计，基浆Ⅲ包括清水、4wt/v％的钠膨润土以及0.3wt/v％的Na2CO3；
以对照组钻井液基液所含的基浆Ⅲ的总体积计，对照组钻井液基液包括基浆Ⅲ以及0.5wt/v％的SKJ-3(民权县永胜钻井助剂有限公司)；
以钻井液基液Ⅲ所含的基浆Ⅲ的总体积计，钻井液基液Ⅲ包括基浆Ⅲ以及0.5wt/v％的降滤失剂DSP-1。
其中，“wt/v％”是指质量体积比，其中体积单位为mL，质量单位为g。
表Ⅲ
从以上表Ⅲ中可以看出，SKJ-3粘切增幅大，降失水幅度小，而本申请所用的降滤失剂DSP-1的粘切增幅小，降失水幅度大。
四、钻井液用抗温抗盐聚合物降滤失剂，即抗高温淀粉降滤失剂SHR-1
(1)作用机理
抗温抗盐聚合物降滤失剂SHR-1的制备过程中，通过对淀粉进行化学改性，以增加水化基团，同时利用高温与溶剂协同作用对淀粉颗粒进行物理、化学改性，以提高产品的水溶性；此外还通过添加高温稳定剂，引入抗高温活性吸附基团，以将抗温能力提升至130℃以上。该产品在低温条件下和高温条件下都有较好的降滤失效果，具有较宽的使用温度范围，同时具有环保可降解、易于溶解、超低粘、抗盐至饱和等优点。另，该抗温抗盐聚合物降滤失剂SHR-1具有“自降解”及“高酸解”的环保和油保特性，有助于提高钻井液体系对储层的保护作用，并能有效降低钻井废弃物后续处理施工费用。
(2)性能对比
为了考察本发明所用的降滤失剂SHR-1的粘切增幅以及降失水幅度等性能，此处对比了基浆Ⅳ、对照组钻井液基液A、对照组钻井液基液B以及钻井液基液Ⅳ分别经高滚100℃/16h后，再搅拌加温至50℃时的密度(ρ)、表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)以及pH值等基础性能参数，如下表Ⅳ所示；
其中，以基浆Ⅳ中所含清水的总体积计，基浆Ⅳ包括清水、4wt/v％的钠膨润土以及0.3wt/v％的Na2CO3；
以对照组钻井液基液A所含的基浆Ⅳ的总体积计，对照组钻井液基液A包括基浆Ⅳ以及0.8wt/v％的LV-CMC(低粘羧甲基纤维素钠盐)；
以对照组钻井液基液B所含的基浆Ⅳ的总体积计，对照组钻井液基液B包括基浆Ⅳ以及0.8wt/v％的SP-8(丙烯酸类聚合物降滤失剂，产自克拉玛依奥泽公司)；
以钻井液基液Ⅳ所含的基浆Ⅳ的总体积计，钻井液基液Ⅳ包括基浆Ⅳ以及0.8wt/v％的降滤失剂SHR-1。
其中，“wt/v％”是指质量体积比，其中体积单位为mL，质量单位为g。
表Ⅳ
从以上表Ⅳ中可以看出，LV-CMC和SP-8的降失水幅度大，粘切增幅也大，而相较于LV-CMC和SP-8，本发明所使用的降滤失剂SHR-1的降失水幅度大，而粘切增幅较小。
综上，结合表Ⅱ、表Ⅲ、表Ⅳ中的数据可知，本发明所使用的流型调节剂PANS、降滤失剂DSP-1以及降滤失剂SHR-1与本领域现有常规助剂(如NH4-HPAN、SKJ-3以及LV-CMC和SP-8)相比，抑制性强、抗污染能力强、流变性能好、且造价低。
五、钻井液用柔性变形封堵剂，即白沥青防塌封堵剂NFA-25
(1)作用机理
钻井液用柔性变形封堵剂NFA-25主要是由纳米乳化石蜡、超细碳酸钙和各种表面活性剂加工而成，或是由高级脂肪醇树脂经水溶性加工后而得。柔性变形封堵剂NFA-25是一种具有综合性能的钻井液处理剂，其作用机理主要表现在两个方面：一是能与水、粘土发生乳化作用，在不同的温度下能形成一定粒径的韧性粒子并充填于地层的孔隙或微裂缝，参与泥饼的形成，在压力作用下充填于地层的孔隙和微裂缝中的粒子又能发生塑性变形，进一步降低泥饼渗透率，从而提高胶粒的封堵能力，起到防塌、防漏的封堵效果；二是有极性基团胶粒吸附，粘接于破碎地层的裂缝表面，大大降低了粘接面的渗透率，阻止滤液的进一步侵入，并能在粘接面的两端建立起较大的压差，维持破碎性地层井壁的稳定。
(2)性能对比
为了考察本发明所用的柔性变形封堵剂NFA-25的封堵降滤失能力，此处对比了基浆Ⅴ、对照组钻井液基液以及钻井液基液Ⅴ的密度(ρ)、封闭时间、0.7MPa封闭滤失量以及泥饼厚度等基础性能参数，如下表Ⅴ所示；
其中，以基浆Ⅴ中所含清水的总体积计，基浆Ⅴ包括清水、4wt/v％的钠膨润土以及0.3wt/v％的Na2CO3；
以对照组钻井液基液中所含基浆Ⅴ的总体积计，对照组钻井液基液包括基浆以及2wt/v％的XQC-2(超细碳酸钙，产自克拉玛依友联实业有限公司)；
以钻井液基液Ⅴ中所含基浆Ⅴ的总体积计，钻井液基液Ⅴ包括基浆以及2wt/v％的柔性变形封堵剂NFA-25；
其中，“wt/v％”是指质量体积比，其中体积单位为mL，质量单位为g。
表Ⅴ
从以上表Ⅴ中可以看出，相较于超细碳酸钙，本发明所用的柔性变形封堵剂NFA-25的封堵降滤失能力强。
六、钻井液用纳米二氧化硅封堵剂NS-1
(1)作用机理
钻井液用纳米二氧化硅封堵剂NS-1是一种亲水型改性纳米材料分散液，其亲水性强、分散状态良好、不沉降，抗盐性好。NS-1的粒径分布在1-100nm范围内，能够有效封堵泥页岩的纳米级孔隙；此外，NS-1颗粒表面具有大量的不饱和键，能够在高温下通过与粘土、重晶石作用，改善粘土和重晶石的分散悬浮性，同时阻止高温稠化过程，大幅度降低高密度钻井液于高温条件下的低转速粘度，从而有效改善高密度钻井液的高温流变性和稳定性；另外，NS-1还可以提高泥饼致密性，起到降低高温高压滤失量的作用。
(2)性能对比
为了考察本发明所用的硅纳米封堵剂NS-1的封堵降滤失能力，此处对比了基浆Ⅴ、对照组钻井液基液以及钻井液基液Ⅵ的密度(ρ)、封闭时间、0.7MPa封闭滤失量以及泥饼厚度等基础性能参数，如下表Ⅵ所示；
其中，以基浆Ⅴ中所含清水的总体积计，基浆Ⅴ包括清水、4wt/v％的钠膨润土以及0.3wt/v％的Na2CO3；
以对照组钻井液基液中所含基浆Ⅴ的总体积计，对照组钻井液基液包括基浆以及2wt/v％的XQC-2(超细碳酸钙，产自克拉玛依友联实业有限公司)；
以钻井液基液Ⅵ中所含基浆Ⅴ的总体积计，钻井液基液Ⅵ包括基浆以及1wt/v％的柔性变形封堵剂NFA-25以及1wt/v％的纳米二氧化硅封堵剂NS-1；
其中，“wt/v％”是指质量体积比，其中体积单位为mL，质量单位为g。
表Ⅵ
从以上表Ⅵ中可以看出，相较于超细碳酸钙，本发明所用的纳米二氧化硅封堵剂NS-1和柔性变形封堵剂NFA-25的封堵能力强。
七、钻井液用提切剂黄原胶
(1)作用机理
黄原胶(如其可为鄂尔多斯市中轩生化有限公司生产的黄原胶)是一种水溶性微生物胞外多糖聚合物，其显著的特性是具有控制液体流变性质的能力，即便在低浓度时其也可以形成高粘度的、典型的非牛顿溶液，具有明显的假塑性，可用于钻井液体系的配制；并且其在增粘、增稠、抗盐、抗污染能力等方面远比其它聚合物强。
(2)性能对比
为了考察本发明所用的钻井液用提切剂黄原胶的增粘、降滤失等性能，此处对比了基浆Ⅶ、对照组钻井液基液a、对照组钻井液基液b以及钻井液基液Ⅶ分别经高滚100℃/16h、100℃/16h、80℃/16h及80℃/16h后，再搅拌加温至50℃时的密度(ρ)、表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)以及pH值等基础性能参数，如下表Ⅶ所示；
其中，以基浆Ⅶ中所含清水的总体积计，基浆Ⅶ包括清水、4wt/v％的钠膨润土以及0.3wt/v％的Na2CO3；
以对照组钻井液基液a所含的基浆Ⅶ的总体积计，对照组钻井液基液a包括基浆Ⅶ以及0.3wt/v％的PMHA-2(两性离子聚合物强包被剂，产自新乡正阳化工有限公司)；
以对照组钻井液基液b所含的基浆Ⅶ的总体积计，对照组钻井液基液b包括基浆Ⅶ以及0.3wt/v％的HV-CMC(高粘羧甲基纤维素钠盐，产自克拉玛依友联实业有限公司)；
以钻井液基液Ⅶ所含的基浆Ⅶ的总体积计，钻井液基液Ⅶ包括基浆Ⅶ以及0.3wt/v％的黄原胶。
其中，“wt/v％”是指质量体积比，其中体积单位为mL，质量单位为g。
表Ⅶ
从以上表Ⅶ中可以看出，相较于本领域常规使用的PMHA-2及HV-CMC，本发明所用的提切剂黄原胶的增粘、降滤失效果较好。
基液实施例
实施例1
本实施例提供了一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液，记为1#基液，其中，以预水化钠膨润土浆的总体积为计算基准，所述基液包括预水化钠膨润土浆、2wt/v％的抗高温淀粉降滤失剂SHR-1、0.6wt/v％的磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-1、0.6wt/v％的低粘共聚物PANS流型调节剂、7wt/v％的钙基低聚盐及0.3wt/v％的NaOH，其中，预水化钠膨润土浆中钠膨润土的浓度为3wt/v％；
其中，所述钙基低聚盐为由CaCl2、CaCO3与低粘羧甲基纤维素钠盐混合后所形成的复配物，以所述复配物的总重量为100％计，其包含40wt％的低粘羧甲基纤维素钠盐、50wt％的CaCI2以及10wt％的CaCO3。
实施例2
本实施例提供了一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液，记为2#基液，其中，以预水化钠膨润土浆的总体积为计算基准，所述基液包括预水化钠膨润土浆、2wt/v％的抗高温淀粉降滤失剂SHR-1、1wt/v％的磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-1、1wt/v％的低粘共聚物PANS流型调节剂、10wt/v％的钙基低聚盐及0.3wt/v％的NaOH，其中，预水化钠膨润土浆中钠膨润土的浓度为2wt/v％；
其中，所述钙基低聚盐为由CaCl2、CaCO3与低粘羧甲基纤维素钠盐混合后所形成的复配物，以所述复配物的总重量为100％计，其包含40wt％的低粘羧甲基纤维素钠盐、50wt％的CaCI2以及10wt％的CaCO3。
实施例3
本实施例提供了一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液，记为3#基液，其中，以清水的总体积为计算基准，所述基液包括清水、0.2wt/v％的Na2CO3、3wt/v％的钠膨润土、2wt/v％的抗高温淀粉降滤失剂SHR-1、1.5wt/v％的磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-1、1.5wt/v％的低粘共聚物PANS流型调节剂、10wt/v％的钙基低聚盐及0.3wt/v％的NaOH；
其中，所述钙基低聚盐为由CaCl2、CaCO3与低粘羧甲基纤维素钠盐混合后所形成的复配物，以所述复配物的总重量为100％计，其包含40wt％的低粘羧甲基纤维素钠盐、50wt％的CaCI2以及10wt％的CaCO3。
实施例4
本实施例提供了一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液，记为4#基液，其中，以清水的总体积为计算基准，所述基液包括清水、0.2wt/v％的Na2CO3、4wt/v％的钠膨润土、3wt/v％的抗高温淀粉降滤失剂SHR-1、1.5wt/v％的磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-1、1.5wt/v％的低粘共聚物PANS流型调节剂、10wt/v％的钙基低聚盐及0.3wt/v％的NaOH；
其中，所述钙基低聚盐为由CaCl2、CaCO3与低粘羧甲基纤维素钠盐混合后所形成的复配物，以所述复配物的总重量为100％计，其包含40wt％的低粘羧甲基纤维素钠盐、50wt％的CaCI2以及10wt％的CaCO3。
对比例1
本对比例提供了一种钾基盐水钻井液配方，记为5#钻井液，其中，以清水的总体积为计算基准，所述钾基盐水钻井液配方包括清水、0.2wt/v％的Na2CO3、2wt/v％的钠膨润土、0.6wt/v％的SP-8(克拉玛依奥泽公司生产的丙烯酸类聚合物降滤失剂)、0.3wt/v％的PMHA-2/Ⅱ(新乡正阳化工有限公司生产的两性离子聚合物强包被剂)、0.5wt/v％的NP-2(新疆贝肯能源工程股份有限公司生产的复配铵盐)、1wt/v％的KAHm(新疆贝肯能源工程股份有限公司生产的腐植酸钾)、7wt/v％的KCl、0.3wt/v％的NaOH、1.5wt/v％的XPF-n(新疆贝肯能源工程股份有限公司生产的阳离子胶体乳化沥青)及0.5wt/v％的LU-99(克拉玛依奥泽公司生产的白油沥青)。
测试例1
本测试例首先采用本领域常规方法分别于一定温度(50℃)条件下对本发明实施例1-4提供的1#基液-4#基液以及对比例1中提供的5#钻井液的表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)、高温高压失水量(HTHP-Fl)以及pH值等基础性能参数进行测试；
再对本发明实施例1-4提供的1#基液-4#基液以及对比例1中提供的5#钻井液于一定温度条件下高滚16h，随后采用本领域常规方法对高滚后，再搅拌加温至50℃时的基液及钾基钻井液的表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)、高温高压失水量(HTHP-Fl)、密度以及pH值等基础性能参数进行测试；
其中，本测试例1中的测试条件、高滚条件以及所得实验结果均如下表1所示。
表1
从以上表1中可以看出，(1)本发明实施例提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液不论是在低温，如60℃、80℃条件下，还是在高温，如100℃、120℃条件下都能保持良好的流动性、流变性和失水造壁性，也就是说本发明实施例所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液不论在低温还是在高温条件都能保持低粘、低切钻进，剪切稀释效果强，携带性强，井眼净化能力强，而且API中压失水和高温高压失水稳定。
(2)对比例1提供的钾基盐水钻井液在低温，如60℃、80℃条件下有良好的流动性、流变性和失水造壁性，但在高温，如100℃、120℃条件下该钾基盐水钻井液发生降解、解吸附、去水化，造成钾基盐水钻井液API中压失水和高温高压失水剧增，钻井液网状结构遭到破坏，性能恶化，钻井液分层，失去了热稳定性。
相较于本领域目前使用的钾基盐水钻井液，本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液具有更好的抗温性能。
测试例2
本测试例主要对本发明实施例1-4提供的1#基液-4#基液的抑制性进行评价：
首先分别对钙基低聚盐、氯化钠、氯化钾水溶液抑制性岩芯回收率进行对比评价实验，具体包括：
取(5-10目)吉7区膏岩、膏质泥岩钻屑30g，分别加入至350mL的不同浓度的盐水溶液中，高滚60℃/16h后测量岩芯回收率，所得实验结果如下表2所示。
再分别对本发明实施例1-4提供的1#基液-4#基液抑制性岩芯回收率进行对比评价实验，具体包括：
取(5-10目)吉7区膏岩、膏质泥岩钻屑30g，分别加入到350mL的1#基液-4#基液及5#钻井液中，在进行不同温度下滚动16h后测量岩芯回收率，所得实验结果如下表3所示。
表2
注：表2中，“wt/v％”是指质量体积比，其中体积单位为mL，质量单位为g，如配制盐水溶液所用水的总体积为100mL，钙基低聚盐的用量为5g，则所述钙基低聚盐的用量/浓度即为5wt/v％。
从以上表2中可以看出，吉7区膏岩、膏质泥岩钻屑加入到不同浓度的盐水溶液中经高滚60℃/16h后，钙基低聚盐和KCl的岩芯回收率要高于NaCl的岩芯回收率，这说明钙基低聚盐和KCl的抑制性比NaCl的抑制性强。
虽然，钙基低聚盐和KCl的抑制性相当，但KCl的价格要高于钙基低聚盐。
此外，从表2中还可以看出，随着盐水溶液浓度的逐渐增大，岩芯回收率在增大，抑制性在增强，当盐水溶液达到饱和时抑制性达到最强。
表3
从以上表3中可以看出，钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液不论是在低温如60℃、80℃的条件下，还是在高温，如100℃、120℃的条件下滚动16h后岩芯回收率都明显高于对比例1提供的钾基盐水钻井液的岩芯滚动回收率，这说明本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液的抑制性明显优于本领域现有常规钾基盐水钻井液的抑制性。
其中，本领域现有常规钾基盐水钻井液在高温情况下的岩芯回收率较低是因为钾基盐水钻井液在高温，如100℃、120℃的情况下抗温稳定性差，钾基盐水钻井液在高温条件下降解、去吸附、去水化，破坏了钻井液网架结构及吸附水化膜，释放出了自由水，引起钻屑水化分散性增强；而本发明实施例所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液在低温，如60℃、80℃的条件下，岩芯回收率高于钾基盐水钻井液的岩芯回收率是因为钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液中的处理剂，即基液中的钙基低聚盐与SHR-1、DSP-1、PANS等助剂组分之间的配伍性及协同效应好，并且所形成的水化膜的包被性也要比钾基盐水钻井液的包被性强。
测试例3
本测试例对本发明实施例1-4提供的1#基液-4#基液的抗钠膨润土污染性能进行评价：
1)对本发明实施例1提供的1#基液的抗钠膨润土污染性能进行评价，具体包括：
分别向350mL的1#基液及5#钻井液中加入不同浓度的钠膨润土(即钠土污染)后高滚60℃/16h，搅拌加温至50℃，以模拟现场井口返出泥浆温度，测量所得基液及钻井液的表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)、高温高压失水量(HTHP-Fl)以及pH值等基础性能参数，所得结果如下表4所示。
表4
注：表4中，“wt/v％”是指质量体积比，其中体积单位为mL，质量单位为g，如1#基液或者5#钻井液的总体积为100mL，钠膨润土的用量为3g，则所述钠膨润土的用量/浓度即为3wt/v％；另外，表4中“5#钻井液”的实验数据获取条件与表1中“5#钻井液高滚60℃/16h”的实验数据获取条件相同，但是二者的实验数据有所差异，这是因为表4及表1中所用的5#钻井液并非是同一批次配制得到的，从而可能导致二者性能之间存在差异。
从以上表4中的实验数据可以看出，向本发明实施例中所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液中加入不同浓度的钠膨润土再经高滚60℃/16h后，其表观粘度和静切力上升幅度差值低，而向本领域常规钾基盐水钻井液中加入不同浓度的钠膨润土再经高滚60℃/16h后，其表观粘度和静切力上升幅度差值大，这说明本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液经高滚60℃/16h后抑制钠土水化分散的能力更强。
此外，从表4中还可以看出，钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液与钾基盐水钻井液相比，经高滚60℃/16h后，API中压失水和HTHP高温高压失水都相对小，这说明本发明实施例所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液的热稳定性和失水造壁性好，且所述基液中的钻井液处理剂，即基液中的钙基低聚盐与SHR-1、DSP-1、PANS等助剂组分之间的配伍性及协同效应好，在井温为60℃条件下抗粘土污染能力强。
2)对本发明实施例2提供的2#基液的抗钠膨润土污染性能进行评价，具体包括：
分别向350mL的2#基液及5#钻井液中加入不同浓度的钠膨润土(即钠土污染)后高滚80℃/16h，搅拌加温至50℃，测量所得基液及钻井液的表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)、高温高压失水量(HTHP-Fl)以及pH值等基础性能参数，所得结果如下表5所示。
表5
注：表5中，“wt/v％”是指质量体积比，其中体积单位为mL，质量单位为g，如2#基液或者5#钻井液的总体积为100mL，钠膨润土的用量为3g，则所述钠膨润土的用量/浓度即为3wt/v％；另外，表5中“5#钻井液”的实验数据获取条件与表1中“5#钻井液高滚80℃/16h”的实验数据获取条件相同，但是二者的实验数据有所差异，这是因为表5及表1中所用的5#钻井液并非是同一批次配制得到的，从而可能导致二者性能之间存在差异。
从以上表5中的实验数据可以看出，向本发明实施例中所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液中加入不同浓度的钠膨润土再经高滚80℃/16h后，虽然起始表观粘度高，但其表观粘度和静切力上升幅度差值低，而向本领域常规钾基盐水钻井液中加入不同浓度的钠膨润土再经高滚80℃/16h后，其表观粘度和静切力上升幅度差值大，这说明本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液经高滚80℃/16h后抑制钠土水化分散的能力更强。
此外，从表5中还可以看出，钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液与钾基盐水钻井液相比，经高滚80℃/16h后，API中压失水和HTHP高温高压失水都相对小，这说明本发明实施例所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液的热稳定性和失水造壁性好，且所述基液中的钻井液处理剂，即基液中的钙基低聚盐与SHR-1、DSP-1、PANS等助剂组分之间的配伍性及协同效应好，在井温为80℃的高温条件下抗粘土污染能力强。
3)对本发明实施例3提供的3#基液的抗钠膨润土污染性能进行评价，具体包括：
分别向350mL的3#基液及5#钻井液中加入不同浓度的钠膨润土(即钠土污染)后高滚100℃/16h，搅拌加温至50℃，测量所得基液及钻井液的表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)、高温高压失水量(HTHP-Fl)以及pH值等基础性能参数，所得结果如下表6所示。
表6
注：表6中，“wt/v％”是指质量体积比，其中体积单位为mL，质量单位为g，如3#基液或者5#钻井液的总体积为100mL，钠膨润土的用量为3g，则所述钠膨润土的用量/浓度即为3wt/v％。
从以上表6中的实验数据可以看出，向本发明实施例中所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液中加入不同浓度的钠膨润土再经高滚100℃/16h后，其表观粘度和静切力上升幅度差值低，粘土容纳线高，而向本领域常规钾基盐水钻井液中加入不同浓度(即3wt/v％、6wt/v％、9wt/v％、12wt/v％及15wt/v％)的钠膨润土再经高滚100℃/16h后，因所用钻井液处理剂，即基液中的钙基低聚盐、SHR-1、DSP-1以及PANS等降解、去吸附、去水化，导致钻井液网架结构遭到破坏，钻井液分层，未对其相关性能进行评价，这说明本发明实施例所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液经高滚100℃/16h后，仍能保持良好的抑制钠土水化分散的能力。
此外，从表6中还可以看出，本发明实施例所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液经高滚100℃/16h后，API中压失水很小，基本保持稳定，但HTHP高温高压失水逐渐增大，说明该钻井液在高压3.5MPa下，随着钠膨润土浓度的不断增大，网架结构中分子间化学或物理吸附能力在逐渐减弱，水化膜在变膜，释放出了一部分自由水；对此可适当调整降滤失剂用量加以解决，并不会破坏此井温下的钻井液网架结构，说明本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液的热稳定性和失水造壁性好，且所述基液中的钻井液处理剂，即基液中的钙基低聚盐与SHR-1、DSP-1、PANS等助剂组分之间的配伍性及协同效应好，在井温为100℃的高温条件下抗粘土污染能力仍很强。
4)对本发明实施例4提供的4#基液的抗钠膨润土污染性能进行评价，具体包括：
分别向350mL的4#基液及5#钻井液中加入不同浓度的钠膨润土(即钠土污染)后高滚120℃/16h，搅拌加温至50℃，测量所得基液及钻井液的表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)、高温高压失水量(HTHP-Fl)以及pH值等基础性能参数，所得结果如下表7所示。
表7
注：表7中，“wt/v％”是指质量体积比，其中体积单位为mL，质量单位为g，如4#基液或者5#钻井液的总体积为100mL，钠膨润土的用量为3g，则所述钠膨润土的用量/浓度即为3wt/v％。
从以上表7中的实验数据可以看出，向本发明实施例中所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液中加入不同浓度的钠膨润土再经高滚120℃/16h后，其表观粘度和静切力上升幅度差值较大，这主要是由基液起始表观粘度较高引起的，但所述基液仍具有良好的流动性，而向本领域常规钾基盐水钻井液中加入不同浓度(即3wt/v％、6wt/v％、9wt/v％、12wt/v％及15wt/v％)的钠膨润土再经高滚120℃/16h后，因所用钻井液处理剂，即基液中的钙基低聚盐、SHR-1、DSP-1以及PANS等降解、去吸附、去水化，导致钻井液网架结构遭到破坏，钻井液分层，未对其相关性能进行评价，这说明本发明实施例所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液经高滚120℃/16h后，仍能保持良好的抑制钠土水化分散的能力。
此外，从表7中还可以看出，向本发明实施例中所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液中加入不同浓度的钠膨润土再经高滚120℃/16h后，API中压失水和HTHP高温高压失水都很小，这说明本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液的热稳定性和失水造壁性好，且所述基液中的钻井液处理剂，即基液中的钙基低聚盐与SHR-1、DSP-1、PANS等助剂组分之间的配伍性及协同效应好，在井温为120℃的高温条件下抗粘土污染能力仍很强。
测试例4
本测试例对本发明实施例1-4提供的1#基液-4#基液的抗钻屑粉污染性能进行评价：
分别向350mL的1#基液及5#钻井液中加入不同浓度的吉7区钻屑粉(粒度≤40目)后高滚60℃/16h，搅拌加温至50℃，测量所得基液及钻井液的表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)、高温高压失水量(HTHP-Fl)以及pH值等基础性能参数，所得结果如下表8所示。
表8
注：表8中，“wt/v％”是指质量体积比，其中体积单位为mL，质量单位为g，如1#基液或者5#钻井液的总体积为100mL，钻屑粉的用量为3g，则所述钻屑粉的用量/浓度即为3wt/v％。
从以上表8中的实验数据可以看出，向本发明实施例所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液和对比例1提供的钾基盐水钻井液中加入不同浓度的钻屑粉再经高滚60℃/16h后，二者的表观粘度和静切力都有下降的趋势，具体而言，钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液的表观粘度从30mPa·s下降至8.5mPa·s，钾基盐水钻井液的表观粘度从26.5mPa·s下降至23mPa·s，但是钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液的表观粘度下降幅度差值较大，这说明本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液和本领域常规的钾基盐水钻井液对吉七区膏岩和膏质泥岩地层钻屑均具有水敏性，这种水敏性不是增加粘切而是降低粘切，同时也说明本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液的抑制性强，完全可以在60℃的低温下防止吉7区膏岩和膏质泥岩地层钻屑水化、分散和扩散污染钻井液性能。
此外，从表8中还可以看出，向本发明实施例所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液和本领域常规钾基盐水钻井液中加入不同浓度的钻屑粉再经高滚60℃/16h后，二者的API中压失水都比较稳定，但钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液经过高滚60℃/16h后，其API失水相对更小，热稳定性更好，这说明膏岩和膏质泥岩地层钻屑粉在60℃条件下对本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液的失水造壁性无影响。
钻井液实施例
实施例5
本实施例提供了一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液，所述钻井液包括实施例1提供的1#基液400mL、纳米二氧化硅封堵剂NS-1、白沥青防塌封堵剂NFA-25、黄原胶提切剂及超细碳酸钙；
其中，以所述1#基液的总体积为计算基准，所述纳米二氧化硅封堵剂NS-1的用量为0.5wt/v％(即2g)，所述白沥青防塌封堵剂NFA-25的用量为1wt/v％(即4g)，所述黄原胶提切剂的用量为0.2wt/v％(即0.8g)；
所述超细碳酸钙的用量根据所述钻井液的目标密度确定，其中本实施例中所述目标密度分别为1.20g/cm3、1.50g/cm3及1.80g/cm3。
本实施例所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液是通过包括如下步骤的制备方法制得的：
向1#基液中加入黄原胶提切剂、白沥青防塌封堵剂NFA-25及纳米二氧化硅封堵剂NS-1，待黄原胶提切剂、白沥青防塌封堵剂NFA-25及纳米二氧化硅封堵剂NS-1完全溶解，此时所得加重前体系的密度为1.10g/cm3，此时的体系记为体系a；
再加入超细碳酸钙以分别将体系的密度提高至1.20g/cm3、1.50g/cm3及1.80g/cm3，实际测得的密度分别为1.19g/cm3、1.53g/cm3及1.80g/cm3，所得体系分别记为体系b-d。
实施例6
本实施例提供了一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液，所述钻井液包括实施例2提供的2#基液400mL、纳米二氧化硅封堵剂NS-1、白沥青防塌封堵剂NFA-25、黄原胶提切剂及超细碳酸钙；
其中，以所述2#基液的总体积为计算基准，所述纳米二氧化硅封堵剂NS-1的用量为0.5wt/v％(即2g)，所述白沥青防塌封堵剂NFA-25的用量为1wt/v％(即4g)，所述黄原胶提切剂的用量为0.2wt/v％(即0.8g)；
所述超细碳酸钙的用量根据所述钻井液的目标密度确定，其中本实施例中所述目标密度分别为1.20g/cm3、1.50g/cm3及1.80g/cm3。
本实施例所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液是通过包括如下步骤的制备方法制得的：
向2#基液中加入黄原胶提切剂、白沥青防塌封堵剂NFA-25及纳米二氧化硅封堵剂NS-1，待黄原胶提切剂、白沥青防塌封堵剂NFA-25及纳米二氧化硅封堵剂NS-1完全溶解，此时所得加重前体系的密度为1.12g/cm3，此时的体系记为体系a；
再加入超细碳酸钙以分别将体系的密度提高至1.20g/cm3、1.50g/cm3及1.80g/cm3，实际测得的密度分别为1.22g/cm3、1.51g/cm3及1.83g/cm3，所得体系分别记为体系b-d。
实施例6-1
本实施例提供了一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液，所述钻井液包括实施例2提供的2#基液400mL、纳米二氧化硅封堵剂NS-1、白沥青防塌封堵剂NFA-25及超细碳酸钙；
其中，以所述2#基液的总体积为计算基准，所述纳米二氧化硅封堵剂NS-1的用量为0.5wt/v％(即2g)，所述白沥青防塌封堵剂NFA-25的用量为1wt/v％(即4g)；
所述超细碳酸钙的用量根据所述钻井液的目标密度确定，其中本实施例中所述目标密度为1.50g/cm3。
本实施例所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液是通过包括如下步骤的制备方法制得的：
向2#基液中加入白沥青防塌封堵剂NFA-25及纳米二氧化硅封堵剂NS-1，待白沥青防塌封堵剂NFA-25及纳米二氧化硅封堵剂NS-1完全溶解；
再加入超细碳酸钙以将体系的密度提高至1.50g/cm3，实际测得的密度为1.51g/cm3，所得体系记为体系c’。
实施例7
本实施例提供了一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液，所述钻井液包括实施例3提供的3#基液400mL、纳米二氧化硅封堵剂NS-1、白沥青防塌封堵剂NFA-25、黄原胶提切剂及超细碳酸钙；
其中，以所述3#基液的总体积为计算基准，所述纳米二氧化硅封堵剂NS-1的用量为0.5wt/v％(即2g)，所述白沥青防塌封堵剂NFA-25的用量为1wt/v％(即4g)，所述黄原胶提切剂的用量为0.2wt/v％(即0.8g)；
所述超细碳酸钙的用量根据所述钻井液的目标密度确定，其中本实施例中所述目标密度分别为1.20g/cm3、1.50g/cm3及1.80g/cm3。
本实施例所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液是通过包括如下步骤的制备方法制得的：
向3#基液中加入黄原胶提切剂、白沥青防塌封堵剂NFA-25及纳米二氧化硅封堵剂NS-1，待黄原胶提切剂、白沥青防塌封堵剂NFA-25及纳米二氧化硅封堵剂NS-1完全溶解，此时所得加重前体系的密度为1.11g/cm3，此时的体系记为体系a；
再加入超细碳酸钙以分别将体系的密度提高至1.20g/cm3、1.50g/cm3及1.80g/cm3，实际测得的密度分别为1.21g/cm3、1.50g/cm3及1.79g/cm3，所得体系分别记为体系b-d。
实施例8
本实施例提供了一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液，所述钻井液包括实施例4提供的4#基液400mL、纳米二氧化硅封堵剂NS-1、白沥青防塌封堵剂NFA-25、黄原胶提切剂及超细碳酸钙；
其中，以所述3#基液的总体积为计算基准，所述纳米二氧化硅封堵剂NS-1的用量为0.5wt/v％(即2g)，所述白沥青防塌封堵剂NFA-25的用量为1wt/v％(即4g)，所述黄原胶提切剂的用量为0.2wt/v％(即0.8g)；
所述超细碳酸钙的用量根据所述钻井液的目标密度确定，其中本实施例中所述目标密度分别为1.20g/cm3、1.50g/cm3及1.80g/cm3。
本实施例所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液是通过包括如下步骤的制备方法制得的：
向4#基液中加入黄原胶提切剂、白沥青防塌封堵剂NFA-25及纳米二氧化硅封堵剂NS-1，待黄原胶提切剂、白沥青防塌封堵剂NFA-25及纳米二氧化硅封堵剂NS-1完全溶解，此时所得加重前体系的密度为1.13g/cm3，此时的体系记为体系a；
再加入超细碳酸钙以分别将体系的密度提高至1.20g/cm3、1.50g/cm3及1.80g/cm3，实际测得的密度分别为1.23g/cm3、1.53g/cm3及1.81g/cm3，所得体系分别记为体系b-d。
测试例5
本测试例分别对实施例5中加重前体系以及加重后所得体系经高滚60℃/16h，搅拌加温至50℃，再分别测量所得体系的表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)、高温高压失水量(HTHP-Fl)以及pH值等基础性能参数，以进一步评价1#基液的配伍性及封堵性，所得结果如下表9所示。
表9
从以上表9中的实验数据可以看出，向本发明实施例1提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液中加入提切剂黄原胶、白沥青防塌封堵剂NFA-25和纳米二氧化硅封堵剂NS-1等各种功能性助剂(或处理剂)后，用超细碳酸钙将体系的密度加重至不同的密度，再经高滚60℃/16h后所测量得到的表观粘度、塑性粘度(除密度为1.80g/cm3的体系d外)增幅都不大，表明此时体系仍有较好的流变性，具体而言，对于密度为1.10g/cm3的体系a，其初切为0.5Pa，密度为1.80g/cm3的体系d的初切仍为1Pa，基本没有增幅；同时密度为1.80g/cm3的体系d的终切仅为7.5Pa，表明其仍能保持良好的触变性和流动性；综上可进一步说明本发明实施例1所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液经高滚60℃/16h后与各种功能性处理剂以及重晶石配伍性良好。
此外，从以上表9中的实验数据还可以看出，本发明实施例1提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液经各种功能性处理剂和加重剂处理，再经高滚60℃/16h后，体系的API中压失水和高温高压失水虽有增幅，但增幅都不大，说明该钻井液基液在井温为60℃的条件下具有良好的封堵性和失水造壁性。
测试例6
本测试例分别对实施例6中加重前体系和加重后所得体系，以及实施例6-1中加重后所得体系经高滚80℃/16h，搅拌加温至50℃，再分别测量所得各个体系的表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)、高温高压失水量(HTHP-Fl)以及pH值等基础性能参数，以进一步评价2#基液的配伍性及封堵性，所得结果如下表10所示。
表10
注：体系c和体系c’的密度都为1.51g/cm3，其中体系c中添加了提切剂，而体系c’中未添加提切剂。
从以上表10中的实验数据可以看出，向本发明实施例2提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液中加入提切剂黄原胶、白沥青防塌封堵剂NFA-25和纳米二氧化硅封堵剂NS-1等各种功能性助剂后，用超细碳酸钙将体系的密度加重至不同的密度，再经高滚80℃/16h后，所得体系的表观粘度、塑性粘度、静切力增幅较大，这主要是因为体系中加入了提切剂黄原胶而导致所述钻井液基液在不同密度时的流变性、触变性、流动性变差；配制时未加提切剂黄原胶所得到的体系c’经高滚80℃/16h后，其表观粘度、塑性粘度、静切力增幅都比较小，流变性、触变性都得到了较好的改善，说明提切剂效果良好。
此外，从以上表10中的实验数据还可以看出，本发明实施例2提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液经各种功能性处理剂和加重剂处理，再经高滚80℃/16h后，体系的API中压失水和高温高压失水虽有增幅，但增幅都不大，说明该钻井液基液在井温为80℃的条件下具有良好的封堵性和失水造壁性，即在井温为80℃的条件下该钻井液基液与重晶石等的配伍性封堵性良好。
测试例7
本测试例分别对实施例7中加重前体系以及加重后所得体系经高滚100℃/16h，搅拌加温至50℃，再分别测量所得各个体系的表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)、高温高压失水量(HTHP-Fl)以及pH值等基础性能参数，以进一步评价3#基液的配伍性及封堵性，所得结果如下表11所示。
表11
从以上表11中的实验数据可以看出，向本发明实施例3提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液中加入提切剂黄原胶、白沥青防塌封堵剂NFA-25和纳米二氧化硅封堵剂NS-1等各种功能性助剂后，用超细碳酸钙将体系的密度加重至不同的密度，再经高滚100℃/16h后，所得体系的表观粘度、塑性粘度增幅较大，这主要是因为体系中加入了提切剂黄原胶；另，从表11中还可以看出，经高滚100℃/16h后，所得体系的静切力增幅不大，说明体系仍有良好的触变性和流型。
此外，从以上表11中的实验数据还可以看出，本发明实施例3提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液经各种功能性处理剂和加重剂处理，再经高滚100℃/16h后，体系的API中压失水和高温高压失水基本不变，说明该钻井液基液在井温为100℃的条件下仍具有良好的配伍性及封堵性。
测试例8
本测试例分别对实施例8中加重前体系以及加重后所得体系经高滚120℃/16h，搅拌加温至50℃，再分别测量所得各个体系的表观粘度(Av)、塑性粘度(Pv)、动切力(Yp)、静切力(GEL)、(中压)失水量(Fl)、高温高压失水量(HTHP-Fl)以及pH值等基础性能参数，以进一步评价4#基液的配伍性及封堵性，所得结果如下表12所示。
表12
从以上表12中的实验数据可以看出，向本发明实施例4提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液中加入提切剂黄原胶、白沥青防塌封堵剂NFA-25和纳米二氧化硅封堵剂NS-1等各种功能性助剂后，用超细碳酸钙将体系的密度加重至不同的密度，再经高滚120℃/16h后，所得体系的表观粘度、塑性粘度增幅较大，这主要是由实施例4提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液的起始粘度较高、切力也较高造成的，另，从表12中还可以看出，经高滚120℃/16h后，所得体系的静切力下降幅度大，说明体系仍有良好的触变性和流变性。
此外，从以上表12中的实验数据还可以看出，本发明实施例4提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液经各种功能性处理剂和加重剂处理，再经高滚120℃/16h后，体系的API中压失水和高温高压失水逐渐降低，说明该钻井液基液在井温为120℃的条件下仍具有良好的配伍性及封堵性。
成本预测分析
参照新疆油田分公司在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区吉8井断块单井钻井液设计情况，吉7井区单井设计井深为1700m左右，采用的钻井液体系为钾基盐水聚合物体系。根据室内研究方案，用抗温60℃的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液，即实施例5中的钻井液体系成本与吉7区所用钾基盐水聚合物体系成本进行单井成本预测分析，成本预测分析结果如下所述：
1)钾基盐水聚合物钻井液体系单井成本分析
吉7区目前所用的钾基盐水聚合物钻井液体系单井成本见表13所示。
表13
注：表13中，FA367为河南宝达化工有限公司生产的两性离子聚合物包被剂，NPAN为濮阳市豪然化工有限公司生产的聚丙烯腈铵盐，XY-27为新疆海辰油气技术有限公司生产的两性离子聚合物降粘剂，WC-1为新疆贝肯能源工程股份有限公司生产的重质碳酸钙。
2)钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液体系成本分析
钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液体系单井成本结果见如下表14所示。
表14
3)钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液和钾基盐水聚合物钻井液成本分析
1、按吉7区设计井深1700m的单井一、二开钻井液设计要求计算。从一开到二开完井共需钻井液318m3，钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液的单井总成本是24.02万元/井，每米成本是141.28元/米，每方成本是755.28元/米；钾基盐水聚合物钻井液的单井总成本为27.09万元/米，每米成本为159.41元/米，每方成本为852.19元/方，从以上数据得出的结果是：本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液的单井总成本明显低于钾基盐水聚合物钻井液的总成本，每口井可节约钻井液费用30000元。
2、吉7区吉8井断块一般都设计为平台井，一个平台上至少设计三口井或多口井，第一口井完井后钻井液有70％可回收利用于第二口井，也就是说第二口井二开时只需补充30％的新浆，对于钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液，第一口井的一开钻井液成本是26455.04元，二开钻井液成本是213722.96元，那么第二口井的钻井液二开成本应该是213722.96×30％＝64116.88元，因此，当使用钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液时，第二口单井钻井液总成本理论上应该是90571.92元/井；依此类推，对于钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液，第三口单井钻井液总成本理论上应该是53626.62元/井；综合上述，当使用钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液时，三口单井的钻井液总成本是384376.54元，平均每口井钻井液总成本128125.51元/井。
3、据吉7区实地调研情况，即2019年3月至4月于该区块采用钾基盐水聚合物钻井液钻井，平均单井钻井液总成本是170000元/井，如果应用本发明所提供的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液钻井施工，每口井可节约钻井液成本41874.49元，若是一年打20口井，则使用本发明提供的钻井液可比使用钾基盐水聚合物钻井液多节约钻井液成本83.75万元，更加有利于其在该钻井工区推广应用。
以上所述，仅为本发明的具体实施例，不能以其限定发明实施的范围，所以其等同组件的置换，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外，本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术发明之间、技术发明与技术发明之间均可以自由组合使用。
Claims (10)
1.一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液，其特征在于，所述基液包括基浆、钙基低聚盐、降滤失剂、流型调节剂及氢氧化钠；
其中，所述基浆包括预水化钠膨润土浆或者由清水、碳酸钠及钠膨润土形成的浆液；以预水化钠膨润土浆或者浆液中清水的总体积为计算基准，钙基低聚盐的用量为2-20wt/v％，降滤失剂的用量为0.8-4.5wt/v％，流型调节剂的用量为0.5-2wt/v％以及氢氧化钠的用量为0.3-0.5wt/v％；
其中，所述钙基低聚盐为由钙盐与低粘羧甲基纤维素钠盐所形成的复配物；
优选地，所述钙盐包括CaCl2和/或CaCO3。
2.根据权利要求1所述的基液，其特征在于，当所述基浆为由清水、碳酸钠及钠膨润土形成的浆液时，以所述清水的总体积为计算基准，碳酸钠的用量为0.2-0.3wt/v％，钠膨润土的用量为3-4wt/v％；
优选地，预水化钠膨润土浆中钠膨润土的浓度为2-4wt/v％。
3.根据权利要求1或2所述的基液，其特征在于，所述降滤失剂包括抗高温淀粉降滤失剂和/或磺酸盐共聚物降滤失剂；
优选地，以预水化钠膨润土浆或者浆液中清水的总体积为计算基准，抗高温淀粉降滤失剂的用量为0.8-3wt/v％，磺酸盐共聚物降滤失剂的用量为0.6-1.5wt/v％。
4.根据权利要求1或2所述的基液，其特征在于，所述流型调节剂为低粘共聚物流型调节剂；
优选地，所述低粘共聚物流型调节剂的分子量范围为8-10万。
5.根据权利要求1或2所述的基液，其特征在于，以预水化钠膨润土浆的总体积为计算基准，所述基液包括预水化钠膨润土浆、2wt/v％的抗高温淀粉降滤失剂、0.6wt/v％的磺酸盐共聚物降滤失剂、0.6wt/v％的低粘共聚物流型调节剂、7wt/v％的钙基低聚盐及0.3wt/v％的NaOH，其中，预水化钠膨润土浆中钠膨润土的浓度为3wt/v％；
优选地，以预水化钠膨润土浆的总体积为计算基准，所述基液包括预水化钠膨润土浆、2wt/v％的抗高温淀粉降滤失剂、1wt/v％的磺酸盐共聚物降滤失剂、1wt/v％的低粘共聚物流型调节剂、10wt/v％的钙基低聚盐及0.3wt/v％的NaOH，其中，预水化钠膨润土浆中钠膨润土的浓度为2wt/v％；
还优选地，以浆液中清水的总体积为计算基准，所述基液包括清水、0.2wt/v％的Na2CO3、3wt/v％的钠膨润土、2wt/v％的抗高温淀粉降滤失剂、1.5wt/v％的低粘共聚物流型调节剂、1.5wt/v％的低粘共聚物流型调节剂、10wt/v％的钙基低聚盐及0.3wt/v％的NaOH；
还优选地，以浆液中清水的总体积为计算基准，所述基液包括清水、0.2wt/v％的Na2CO3、4wt/v％的钠膨润土、3wt/v％的抗高温淀粉降滤失剂、1.5wt/v％的低粘共聚物流型调节剂、1.5wt/v％的低粘共聚物流型调节剂、10wt/v％的钙基低聚盐及0.3wt/v％的NaOH。
6.一种钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液，其特征在于，所述钻井液包括权利要求1-5任一项所述的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液以及封堵剂；
其中，以所述基液的总体积为计算基准，所述封堵剂的用量为1.2-5wt/v％。
7.根据权利要求6所述的钻井液，其特征在于，所述封堵剂包括纳米二氧化硅封堵剂、白沥青防塌封堵剂、超细碳酸钙或纳米聚酯封堵剂中的一种或几种的组合；
优选地，所述封堵剂包括纳米二氧化硅封堵剂和/或白沥青防塌封堵剂；
更优选地，以所述基液的总体积为计算基准，所述纳米二氧化硅封堵剂的用量为0.2-2wt/v％，所述白沥青防塌封堵剂的用量为1-3wt/v％。
8.根据权利要求6或7所述的钻井液，其特征在于，所述钻井液还包括提切剂，以所述基液的总体积为计算基准，所述提切剂的用量为0.2-0.5wt/v％；
优选地，所述提切剂为黄原胶。
9.根据权利要求6或7所述的钻井液，其特征在于，所述钻井液还包括加重剂，所述加重剂的用量根据所述钻井液的目标密度确定，其中所述目标密度为1.15-1.20g/cm3；
优选地，所述加重剂为重晶石和/或超细碳酸钙。
10.权利要求1-5任一项所述的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液或者权利要求6-9任一项所述的钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液在石油开采钻井作业中的应用。
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