CN114539994A - 一种储层钻井液体系及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及油田化学剂制备技术领域，具体涉及一种储层钻井液体系及其制备方法。利用天然植物原料提取纳米微晶纤维素并使用特定原料合成聚胺抑制剂，将二者与甲酸钙、润滑剂、表面活性剂、降滤失等成分科学复配，得到的钻井液体系具有优异的流变、降滤失、暂堵解堵、润滑等性能，并且体系生物毒性低，环保性能良好；并且制备方法简便易行，可规模化生产。

Description

一种储层钻井液体系及其制备方法

技术领域

本发明涉及油田化学剂制备技术领域，具体涉及一种储层钻井液体系及其制备方法。

背景技术

目前，钻井液是油田开发中必须使用的化学制剂，是保证钻井生产作业安全优质、高效快速的重要保证措施。钻井过程中工作流体侵入储层，由于储层敏感性问题，使得钻井液固相颗粒以及地层颗粒运移，堵塞孔喉，导致储层的损害，造成储层渗透率大幅度降低，严重影响后期储层改造及单井产能，因此有效的储层保护是实现较高的油气采收率的有效保证。

CN105295872A公开了一种适用于致密砂岩储层的钻井液，以质量百分比计，该钻井液的组成包括：0.5％-2％的膨润土，0.5％-2.5％的包被抑制剂，0.5％-1％的流型调节剂，3％-4％的降滤失剂，0.4％-0.8％的防水锁剂，4％-10％的暂堵剂，40％-50％的生物聚醇盐，0％-50％的加重剂，余量为水，该钻井液的密度为1.16g/cm3-1.55g/cm3。该钻井液虽然具有裂缝暂堵屏蔽效果，但其钻井液中暂堵剂为传统的固体填充粒子，封堵效果一般，并且该钻井液的渗透恢复率并不高，难以发挥优异的储层保护效果。

CN108485618A公开了一种无粘土钻井液，该无粘土钻井液含有疏水缔合型聚丙烯酰胺、纳米膜结构储层保护剂、防水锁剂、甲酸钾、磺化沥青、磺化褐煤树脂、聚合醇和水。然而，该钻井液组分类型较为复杂，相容性不佳，并且所述纳米膜结构封堵剂制备步骤繁琐，对反应条件控制要求较高，反应中涉及扩链等过程，存在易发生爆聚等缺陷。

CN105969322A公开了一种储层钻井液用暂堵剂，其特征在于，包括以下重量份数的原料：重质碳酸钙粉60-80份、轻质碳酸钙粉0-20份以及氧化镁10-20份，该暂堵剂的制备过程中需要对大理石粉进行破碎、研磨、酸溶、煅烧、压缩、喷雾等众多操作，制备手段较为复杂，并且该暂堵剂使用的同样是传统的固体填充粒子，在地形构成复杂多变的实际储层环境中封堵效果不佳。

可见，仍需进一步优化构建储层钻井液体系，为后期工程设计提供理论依据和技术支持，满足油气开采作业需要。

发明内容

本发明的目的在于提供一种储层钻井液体系，利用天然植物原料提取纳米微晶纤维素并使用特定原料合成聚胺抑制剂，将二者与甲酸钙、润滑剂、表面活性剂、降滤失等成分科学复配，得到的钻井液体系具有优异的流变、降滤失、暂堵解堵、润滑等性能，对储层具有较好的保护效果，并且体系生物毒性低，环保无污染，并且制备方法简便易行，可规模化生产。

为实现上述目的，本发明采用下述技术方案：

一种储层钻井液体系，其特征在于，包括如下重量百分比的组分：纳米微晶纤维素、抑制剂、润滑剂、降滤失剂、表面活性剂、pH调节剂，以及余量的去离子水；任选地，所述钻井液还包含加重剂；其中，所述抑制剂至少包含聚胺抑制剂和甲酸钙，所述聚胺抑制剂与所述甲酸钙的质量比为（2-4）:1；所述pH调节剂选自三乙醇胺、氢氧化钠、氢氧化钾中的一种或多种。

进一步地，本发明储层钻井液体系，其特征在于，包括如下重量百分比的组分：纳米微晶纤维素3-5%、抑制剂3-10%、润滑剂3-7%、降滤失剂3-8%、表面活性剂8-16%、pH调节剂1-1.5%、加重剂0-4%，以及余量的去离子水。

进一步地，所述聚胺抑制剂由包括如下步骤的方法制备：将氨基环糊精与马来酸酐按摩尔比(1-5):(4-8)加入反应釜中充分混合，加热至75-100℃，加入催化剂后真空搅拌反应5-8h，停止加热，而后加入去离子水继续搅拌0.5-1h，冷却静置，即得所述聚胺抑制剂。

所述纳米微晶纤维素由包括如下步骤的方法制备：使用高速粉碎机打碎蓖麻杆，得到粒径3-5mm的固体颗粒，向所述固体颗粒中加入无机强酸溶液并恒温搅拌2.5-5h，过滤得到粗纤维素；向粗纤维素中加入所述固体颗粒15-20倍质量的去离子水，搅拌均匀后对所得混合物进行超声处理0.5-1h，静置、烘干，即得所述纳米微晶纤维素。

优选地，所述润滑剂选自多元醇脂肪酸酯和/或石墨，所述多元醇脂肪酸酯选自季戊四醇蓖麻油酸酯、月桂醇蓖麻油酸酯中的一种或两种。所述降滤失剂选自硝基腐殖酸钠或高聚物降滤失剂，所述高聚物降滤失剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸的共聚物。所述表面活性剂选自全氟壬烯氧基苯磺酸钠、十二烷基三甲基氯化铵、烷基糖苷中的至少两种的混合。

优选地，本发明储层钻井液体系，其特征在于，包括如下重量百分比的组分：纳米微晶纤维素3-5%、甲酸钙1-2%、聚胺抑制剂2-8%、月桂醇蓖麻油酸酯2-4%、石墨1-3%、硝基腐殖酸钠2-5%、高聚物降滤失剂1-3%、全氟壬烯氧基苯磺酸钠4-6%、十二烷基三甲基氯化铵2-5%、烷基糖苷2-5%、重晶石粉1-5%、三乙醇胺1-1.5%，以及余量的去离子水。

本发明还提供一种上述储层钻井液体系的制备方法。

该储层钻井液体系的制备方法，其特征在于，包括如下步骤：

S1：按比例称取各组分；

S2：将表面活性剂、纳米微晶纤维素、聚胺抑制剂、甲酸钙依次加入去离子水中，40-50℃下充分搅拌溶解，得到溶液A；

S3：搅拌状态下加入润滑剂、降滤失剂，600-1000r/min转速搅拌2-3h后停止加热，并继续搅拌1-2h至体系均一，过滤后静置，即得所述储层钻井液体系。

进一步地，步骤S3中搅拌2-3h后停止加热并加入加重剂。

本发明的有益效果：

纳米微晶纤维素分子中含有大量羟基，其可与聚胺抑制剂分子中的氨基形成氢键，可更好地吸附于黏土层表面，进一步提高钻井液体系的抑制效果、有效封堵井壁裂缝，并且由于该分子间氢键的键能不高，在返排作业时仅靠返排压差便可使其断裂而无需额外操作，从而巧妙地使得钻井液在具有良好暂堵性能的同时，也具备优异的返排解堵性能。纳米尺寸的纳米微晶纤维素可提高钻井液体系中其他组分的相容性和分散性，确保本发明体系复配后各组分可发挥优异功效并产生协同功效。

利用天然植物原料提取纳米微晶纤维素并使用特定原料合成聚胺抑制剂，将二者与甲酸钙、润滑剂、表面活性剂、降滤失等成分科学复配，得到的钻井液体系具有优异的流变、降滤失、暂堵解堵、润滑等性能，对储层具有较好的保护效果，并且体系生物毒性低，环保性能良好。

具体实施方式

下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。下面具体的实施方式对本发明作进一步的描述。

实施例1

一种储层钻井液体系，包括如下重量百分比的组分：纳米微晶纤维素3%、甲酸钙1%、聚胺抑制剂2%、月桂醇蓖麻油酸酯2%、石墨1%、硝基腐殖酸钠2%、高聚物降滤失剂1%、全氟壬烯氧基苯磺酸钠4%、十二烷基三甲基氯化铵2%、烷基糖苷2%、重晶石粉2%、三乙醇胺1%，以及余量的去离子水。

所述纳米微晶纤维素由包括如下步骤的方法制备：使用高速粉碎机打碎蓖麻杆，得到粒径3-5mm的固体颗粒，向所述固体颗粒中加入无机强酸溶液并恒温搅拌3.5h，过滤得到粗纤维素；向粗纤维素中加入所述固体颗粒15倍质量的去离子水，搅拌均匀后对所得混合物进行超声处理1h，静置、烘干，即得所述纳米微晶纤维素。

所述聚胺抑制剂由包括如下步骤的方法制备：将氨基环糊精与马来酸酐按摩尔比2.5:6加入反应釜中充分混合，加热至85-95℃，加入催化剂后真空搅拌反应6-7h，停止加热，而后加入去离子水继续搅拌0.5h，冷却静置，即得所述聚胺抑制剂。

所述高聚物降滤失剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸的共聚物。

其制备方法包括如下步骤：

S1：按比例称取各组分；

S2：将全氟壬烯氧基苯磺酸钠、十二烷基三甲基氯化铵、烷基糖苷、纳米微晶纤维素、聚胺抑制剂、甲酸钙依次加入去离子水中，40-50℃下充分搅拌溶解，得到溶液A；

S3：保持加热，搅拌状态下向溶液A中加入月桂醇蓖麻油酸酯、石墨、硝基腐殖酸钠、高聚物降滤失剂，800r/min转速搅拌2.5h后停止加热，加入重晶石粉及三乙醇胺，并继续搅拌1.5h至体系均一，过滤后静置，即得所述储层钻井液体系。

实施例2

一种储层钻井液体系，包括如下重量百分比的组分：纳米微晶纤维素4%、甲酸钙2%、聚胺抑制剂6%、月桂醇蓖麻油酸酯3%、石墨2%、硝基腐殖酸钠3%、高聚物降滤失剂2%、全氟壬烯氧基苯磺酸钠5%、十二烷基三甲基氯化铵3%、烷基糖苷3%、重晶石粉2%、三乙醇胺1.5%，以及余量的去离子水。

所述纳米微晶纤维素由包括如下步骤的方法制备：使用高速粉碎机打碎蓖麻杆，得到粒径3-5mm的固体颗粒，向所述固体颗粒中加入无机强酸溶液并恒温搅拌3.5h，过滤得到粗纤维素；向粗纤维素中加入所述固体颗粒15倍质量的去离子水，搅拌均匀后对所得混合物进行超声处理1h，静置、烘干，即得所述纳米微晶纤维素。

所述聚胺抑制剂由包括如下步骤的方法制备：将氨基环糊精与马来酸酐按摩尔比2.5:6加入反应釜中充分混合，加热至85-95℃，加入催化剂后真空搅拌反应6-7h，停止加热，而后加入去离子水继续搅拌0.5h，冷却静置，即得所述聚胺抑制剂。

所述高聚物降滤失剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸的共聚物。

其制备方法包括如下步骤：

S1：按比例称取各组分；

S2：将全氟壬烯氧基苯磺酸钠、十二烷基三甲基氯化铵、烷基糖苷、纳米微晶纤维素、聚胺抑制剂、甲酸钙依次加入去离子水中，40-50℃下充分搅拌溶解，得到溶液A；

S3：保持加热，搅拌状态下向溶液A中加入月桂醇蓖麻油酸酯、石墨、硝基腐殖酸钠、高聚物降滤失剂，800r/min转速搅拌2.5h后停止加热，加入重晶石粉及三乙醇胺，并继续搅拌1.5h至体系均一，过滤后静置，即得所述储层钻井液体系。

实施例3

一种储层钻井液体系，包括如下重量百分比的组分：纳米微晶纤维素5%、甲酸钙2%、聚胺抑制剂8%、月桂醇蓖麻油酸酯4%、石墨3%、硝基腐殖酸钠5%、高聚物降滤失剂3%、全氟壬烯氧基苯磺酸钠6%、十二烷基三甲基氯化铵5%、烷基糖苷5%、重晶石粉3%、三乙醇胺1.5%，以及余量的去离子水。

所述纳米微晶纤维素由包括如下步骤的方法制备：使用高速粉碎机打碎蓖麻杆，得到粒径3-5mm的固体颗粒，向所述固体颗粒中加入无机强酸溶液并恒温搅拌3.5h，过滤得到粗纤维素；向粗纤维素中加入所述固体颗粒15倍质量的去离子水，搅拌均匀后对所得混合物进行超声处理1h，静置、烘干，即得所述纳米微晶纤维素。

所述聚胺抑制剂由包括如下步骤的方法制备：将氨基环糊精与马来酸酐按摩尔比2.5:6加入反应釜中充分混合，加热至85-95℃，加入催化剂后真空搅拌反应6-7h，停止加热，而后加入去离子水继续搅拌0.5h，冷却静置，即得所述聚胺抑制剂。

所述高聚物降滤失剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸的共聚物。

其制备方法包括如下步骤：

S1：按比例称取各组分；

S2：将全氟壬烯氧基苯磺酸钠、十二烷基三甲基氯化铵、烷基糖苷、纳米微晶纤维素、聚胺抑制剂、甲酸钙依次加入去离子水中，40-50℃下充分搅拌溶解，得到溶液A；

S3：保持加热，搅拌状态下向溶液A中加入月桂醇蓖麻油酸酯、石墨、硝基腐殖酸钠、高聚物降滤失剂，800r/min转速搅拌2.5h后停止加热，加入重晶石粉及三乙醇胺，并继续搅拌1.5h至体系均一，过滤后静置，即得所述储层钻井液体系。

对比例1

该对比例提供一种钻井液体系，与实施例1区别在于，纳米微晶纤维素及聚胺抑制剂含量分别为1.5%、1%，去离子水含量作相应调整。

对比例2

该对比例提供一种钻井液体系，与实施例1区别在于，纳米微晶纤维素及聚胺抑制剂含量分别为7%、10%，去离子水含量作相应调整。

对比例3

该对比例提供一种钻井液体系，与实施例2区别在于，不含纳米微晶纤维素，去离子水含量作相应调整。

对比例4

该对比例提供一种钻井液体系，与实施例2区别在于，不含聚胺抑制剂，去离子水含量作相应调整。

对比例5

该对比例提供一种钻井液体系，与实施例2区别在于，不含甲酸钙，去离子水含量作相应调整。

对比例6

该对比例提供一种钻井液体系，与实施例2区别在于，使用氯化钾替换甲酸钙。

对比例7

该对比例提供一种钻井液体系，与实施例2区别在于，使用D2224替代聚胺抑制剂，所述D2224同样为一种聚胺抑制剂，获自九江蓝卓新材料科技有限公司。

对比例8

该对比例提供一种钻井液体系，与实施例2区别在于，甲酸钙及聚胺抑制剂含量分别为1%、7%，去离子水含量作相应调整。

对比例9

该对比例提供一种钻井液体系，与实施例2区别在于，甲酸钙及聚胺抑制剂含量分别为4%、4%，去离子水含量作相应调整。

采用《GB/T16783 .1-2014石油天然气工业钻井液现场测试第1部分：水基钻井液》中的测定方法，测定各钻井液体系的各项性能，结果见表1。

表1

	AV/mPa.s	PV/mPa.s	YP/Pa	FL<sub>API</sub>/mL
					实施例1	31.0	25.5	5.5	5.1
实施例2	32.0	26.0	6.0	4.2
					实施例3	31.5	26.5	5.0	3.5
对比例1	29.0	20.5	8.5	7.8
					对比例2	35.5	26.5	9.0	8.2
对比例3	28.5	20.5	8.0	6.8
					对比例4	29.5	21.5	8.0	7.0
对比例5	30.0	22.5	7.5	6.7
					对比例6	44.5	32.0	12.5	9.9
对比例7	34.0	28.0	6.0	6.8
					对比例8	29.5	21.5	8.0	7.2
对比例9	34.0	26.5	7.5	7.1

由表1测试结果可以看到，由于采用了性能优异的降滤失剂硝基腐殖酸钠及高聚物降滤失剂，并使用合理含量进行复配，实施例钻井液体系各组分相容性良好，表现出良好的流变性能及降滤失功效。与对比例相比，本发明实施例钻井液体系具有更为优异的降滤失效果，事实上，对比例钻井液体系降滤失效果也足够良好，并且对比例也同样含有硝基腐殖酸钠及高聚物降滤失剂，但可能是由于在对比例钻井液体系中，各组分相容性有所下降，复配后组分性能难以完全发挥，造成对比例钻井液体系降滤失效果相对较差。与实施例相比，大部分对比例钻井液体系的流变性能相差不大，随着纳米微晶纤维素及抑制剂含量的变化，钻井液体系粘度在一定范围内小幅度变化，当使用氯化钾替代甲酸钙，钻井液体系粘度显著增加，滤失量也明显增大，可能原因是氯化物相较于甲酸钙更易使得体系中胶束缔合数量上升，使得球形胶束项棒状胶束转化，从而更为显著得提高体系粘度，而当体系粘度过大，破坏了各组分分散平衡能力，使得降滤失剂难以发挥相应功效。本发明通过对钻井液体系中降滤失剂及其他成分的科学复配，可有效降低API滤失量，运用本发明钻井液体系可在钻井作业时对储层提供更好的辅助保护作用。

采用页岩滚动分散实验，对上述各实施例及对比例钻井液的抑制黏土水化分散性能进行测定，结果见表2。

表2

	回收率/%
		实施例1	96.6
实施例2	96.7
		实施例3	96.9
对比例1	81.1
		对比例2	84.5
对比例3	85.8
		对比例4	74.2
对比例5	75.6
		对比例6	86.3
对比例7	88.2
		对比例8	89.4
对比例9	87.6

由表2测试结果可知，本发明钻井液体系可较好地抑制黏土水化分散，具有优异的抑制性能。测试结果显示，纳米微晶纤维素、甲酸钙、聚胺抑制剂三者以特定用量复配可获得较高的回收率，缺少任一种都无法达到理想的抑制效果。可能的原因是，甲酸钙与聚胺抑制剂本身均具有一定抑制黏土水化分散的能力，纳米微晶纤维素分子中含有大量羟基，其可与聚胺抑制剂分子中的氨基形成氢键，在聚胺抑制剂吸附于黏土表面防止黏土水化的基础上，纳米微晶纤维素与聚胺抑制剂之间的氢键可增大抑制剂铺展范围，进一步阻止水分子侵入黏土内部，从而提高了钻井液体系的抑制效果；此外，纳米微晶纤维素由于是纳米尺寸，处于钻井液体系中可提高其他组分的相容性和分散性，使得甲酸钙与聚胺抑制剂复配后的抑制性能进一步提升。通过表2对比结果可知，将甲酸钙更换为氯化钾，或将本发明聚胺抑制剂替换为其他种类的聚胺抑制剂，或减小/增大甲酸钙与聚胺抑制剂的用量比，均难以获得良好的抑制效果，可见本发明钻井液体系配方设计科学合理，抑制黏土水化分散性能优异。

采用《SYT 6540-2021钻井液完井液损害油层室内评价方法》中的测定方法，测定各钻井液体系储层保护性能，结果见表3。

	暂堵率/%	渗透恢复率/%
			实施例1	98.5	98.6
实施例2	98.1	97.8
			实施例3	98.9	98.5
对比例1	81.3	80.2
			对比例2	92.7	71.8
对比例3	80.1	85.5
			对比例4	81.3	82.7
对比例5	94.4	93.5
			对比例6	95.1	96.0
对比例7	94.4	94.2
			对比例8	86.8	85.2
对比例9	87.4	85.6

由表3测试结果可知，含有纳米微晶纤维素及聚胺抑制剂的钻井液体系具有良好的暂堵率和渗透恢复率。纳米微晶纤维素中的大量羟基可与聚胺抑制剂中的氨基形成分子间氢键，可更好地吸附于黏土层表面，封堵井壁裂缝，并且由于该分子间氢键的键能不高，在返排作业时仅靠返排压差便可使其断裂而无需额外操作，从而巧妙地使得钻井液在具有良好暂堵性能的同时，也具备优异的返排解堵性能。对比例1纳米微晶纤维素及聚胺抑制剂用量过小，难以发挥理想的暂堵作用，对比例2纳米微晶纤维素及聚胺抑制剂用量过大，虽具有较好的暂堵效果，但二者分子间连接过多，返排时无法完全从裂缝中剥离，造成渗透恢复率偏低；对比例5、6、7，因含有纳米微晶纤维素及聚胺抑制剂，具有较高的暂堵率和渗透恢复率，但其钻井液中组分与本发明有所差异，整体相容性等有待提高，因此其暂堵率及渗透恢复率与本发明实施例仍存在一定差距。其他对比例配方种类及用量与本发明钻井液体系差异相对较大，其暂堵性能和渗透恢复性能难以达到要求。

根据Q/SY TZ 0022-2015中测试方法测定各样品的润滑系数降低率，结果见表4。

表4

	实施例1	实施例2	实施例3	对比例1	对比例2	对比例3	对比例4	对比例5	对比例6	对比例7	对比例8	对比例9
													润滑系数降低率/%	96.9	96.5	96.5	91.3	90.5	92.1	91.8	92.4	92.0	90.2	90.3	92.2

由于本发明钻井液体系中含有固体润滑剂石墨，因此其能否良好分散对钻井液润滑性能至关重要。由表4结果可知，本发明钻井液体系具有较高的润滑系数降低率，通过使用多种特定表面活性剂复配，显著降低体系表面张力，使得石墨及其他各组分能够良好分散并产生协同增效作用，而各对比例组分种类或用量与本发明存在差异，在测试中难以获得较好的润滑效果。

采用发光细菌法测定本发明钻井液的生物毒性，根据发光菌冻干粉相对发光度随样品毒性总浓度的增大而呈线性降低的特性，测定发光细菌在接触样品15min后的发光量，得出样品的毒性水平，结果见表5。

表5

样品	EC<sub>50</sub>，mg/L	毒性等级
			实施例1	44000	无毒
实施例2	45500	无毒
			实施例3	43500	无毒

由表5结果可知，本发明储层钻井液体系各EC₅₀值均大于30000mg/L，生物毒性等级均为无毒，满足 GB 4914-2008《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》中一级海域作业区排放要求，可直接排放。

上述实施例为本发明较佳的实现方案，除此之外，本发明还可以其他方式实现，在不脱离本发明构思的前提下任何显而易见的替换均在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种储层钻井液体系，其特征在于，包括如下重量百分比的组分：纳米微晶纤维素、抑制剂、润滑剂、降滤失剂、表面活性剂、pH调节剂，以及余量的去离子水；任选地，所述钻井液还包含加重剂；其中，所述抑制剂至少包含聚胺抑制剂和甲酸钙，所述聚胺抑制剂与所述甲酸钙的质量比为（2-4）:1；所述pH调节剂选自三乙醇胺、氢氧化钠、氢氧化钾中的一种或多种。

2.根据权利要求1所述的储层钻井液体系，其特征在于，包括如下重量百分比的组分：纳米微晶纤维素3-5%、抑制剂3-10%、润滑剂3-7%、降滤失剂3-8%、表面活性剂8-16%、pH调节剂1-1.5%、加重剂0-4%，以及余量的去离子水。

3.根据权利要求1或2任一项所述的储层钻井液体系，其特征在于，所述聚胺抑制剂由包括如下步骤的方法制备：将氨基环糊精与马来酸酐按摩尔比(1-5):(4-8)加入反应釜中充分混合，加热至75-100℃，加入催化剂后真空搅拌反应5-8h，停止加热，而后加入去离子水继续搅拌0.5-1h，冷却静置，即得所述聚胺抑制剂。

4.根据权利要求1或2任一项所述的储层钻井液体系，其特征在于，所述纳米微晶纤维素由包括如下步骤的方法制备：使用高速粉碎机打碎蓖麻杆，得到粒径3-5mm的固体颗粒，向所述固体颗粒中加入无机强酸溶液并恒温搅拌2.5-5h，过滤得到粗纤维素；向粗纤维素中加入所述固体颗粒15-20倍质量的去离子水，搅拌均匀后对所得混合物进行超声处理0.5-1h，静置、烘干，即得所述纳米微晶纤维素。

5.根据权利要求1或2任一项所述的储层钻井液体系，其特征在于，所述润滑剂选自多元醇脂肪酸酯和/或石墨，所述多元醇脂肪酸酯选自季戊四醇蓖麻油酸酯、月桂醇蓖麻油酸酯中的一种或两种。

6.根据权利要求1或2任一项所述的储层钻井液体系，其特征在于，所述降滤失剂选自硝基腐殖酸钠或高聚物降滤失剂，所述高聚物降滤失剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸的共聚物。

7.根据权利要求1或2任一项所述的储层钻井液体系，其特征在于，所述表面活性剂选自全氟壬烯氧基苯磺酸钠、十二烷基三甲基氯化铵、烷基糖苷中的至少两种的混合。

8.根据权利要求2所述的储层钻井液体系，其特征在于，包括如下重量百分比的组分：纳米微晶纤维素3-5%、甲酸钙1-2%、聚胺抑制剂2-8%、月桂醇蓖麻油酸酯2-4%、石墨1-3%、硝基腐殖酸钠2-5%、高聚物降滤失剂1-3%、全氟壬烯氧基苯磺酸钠4-6%、十二烷基三甲基氯化铵2-5%、烷基糖苷2-5%、重晶石粉1-5%、三乙醇胺1-1.5%，以及余量的去离子水。

9.根据权利要求1-8任一项所述的储层钻井液体系的制备方法，其特征在于，包括如下步骤：

S1：按比例称取各组分；

S2：将表面活性剂、纳米微晶纤维素、聚胺抑制剂、甲酸钙依次加入去离子水中，40-50℃下充分搅拌溶解，得到溶液A；

S3：搅拌状态下加入润滑剂、降滤失剂，600-1000r/min转速搅拌2-3h后停止加热，并继续搅拌1-2h至体系均一，过滤后静置，即得所述储层钻井液体系。

10.根据权利要求9所述的储层钻井液体系的制备方法，其特征在于，步骤S3中搅拌2-3h后停止加热并加入加重剂及pH调节剂。