CN116064001A - 一种用于页岩地层的井壁强化水基钻井液及其应用 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种用于页岩地层的井壁强化水基钻井液，其组分按照质量份数计包括：
Figure DDA0003332691230000011

Description

一种用于页岩地层的井壁强化水基钻井液及其应用
技术领域
本发明涉及钻井工程钻井液技术领域，尤其涉及一种用于页岩地层的井壁强化水基钻井液及其应用。
背景技术
页岩地层的井壁失稳随着钻进地层深入，高温及地层复杂问题日益突出，研究攻克方向从前期的如何抑制黏土水化膨胀稳定井壁，到目前钻遇硬脆性泥页岩、破碎性油泥岩等易破碎地层防塌问题上。对于这种层理和微裂缝较发育、地层胶结差的水敏性页岩地层，其少量滤液侵入即可显著增加近井壁附近的孔隙压力，削弱液柱压力对井壁的有效力学支撑作用，从而导致井壁坍塌失稳。即使没有正压差，泥岩的亲水性也会导致泥页岩内部的毛细管吸水，进入地层内部的水导致黏土矿物水化膨胀和分散剥落，使孔隙压力增加，强度降低。尤其是采用水平井施工过程中，井斜较大，地层倾角大时，这种弱胶结的页岩地层掉块、卡钻或坍塌问尤其严重，如何利用钻井液技术提高这类地层的稳定性，保护井壁目前已成为面临的技术难题。
针对这个难题，技术发展及其解决思路主要集中在四个方面：其一是开发功能性材料提高钻井液的抑制性。但无机盐导致钻井液矿化度高，对钻井液配伍用处理剂抗盐污染性要求高，而有机盐成本较高。此外仅仅强调抑制性，适合于水化膨胀黏土矿物含量高压实性较好的泥岩地层，不适合硬脆性或破碎性页岩地层。其二是开发各种封堵类材料，或者是将抑制技术与封堵技术结合，这样操作的缺点一是造成成本浪费，二是导致级配不如预期合理，封堵性能达不到预期指标。其三，利用蜗牛贝壳吸附于岩石原理，研制仿生固壁剂，仿生固壁和化学粘附共同的缺点是内聚力降低，对破碎性地层岩石胶结性差，不足以应对弱胶结性地层的井壁失稳问题。其四是利用胶结性较强的化学类粘附胶结处理剂，如沥青功能材料、环氧树脂类黏胶、硅酸钠和特殊开发的处理剂等。但沥青类材料的胶结性主要在空气中较强，在水环境介质中当达到温度软化后以封堵性为主；环氧树脂类黏胶在水中也失去胶结作用，硅酸钠材料与钻井液配伍性差，而且上述材料的粒径较大，难以进入页岩油泥岩微纳米孔隙空间。
因此，亟待提出一种用于页岩弱胶结性地层的井壁强化水基钻井液，用以降低钻井过程因为黏土矿物水化，地层胶结性弱而导致的掉块、垮塌、卡钻等井下复杂事故风险。
发明内容
为了解决现有技术中的上述问题，本发明提出了一种用于页岩地层的井壁强化水基钻井液及其应用。
第一方面，本发明提出了一种用于页岩地层的井壁强化水基钻井液，其特征在于，其组分按照质量份数计包括：
Figure BDA0003332691210000021
作为本发明的具体实施方式，所述黏附胶结固壁剂包括黏附护壁剂、胶结固壁剂、促进剂。
所述黏附护壁剂、胶结固壁剂、促进剂的质量比为(10～20)：(5～15)：(0.2～1)。
作为本发明的具体实施方式，所述黏附护壁剂组分包括苯乙烯(SM)、丙烯酸丁酯(BA)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、引发剂、阳离子结构剂、交联剂。所述苯乙烯(SM)、丙烯酸丁酯(BA)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、引发剂、阳离子结构剂、交联剂的质量比为(2～15)：(1～4)：(1～4)：(0.05～0.2)：(2～6)：(0.2～0.6)。
作为本发明的具体实施方式，所述引发剂为过硫酸铵、过硫酸钠、过硫酸钾、叔丁基过氧化氢和硫酸亚铁中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，所述阳离子结构剂为阳离子丙烯酰胺、阳离子聚丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，所述交联剂为二烯丙基胺、丙二胺中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，胶结固壁剂为海藻酸盐，改性海藻酸盐、海藻酸丙二醇酯、丙烯酸、聚丙烯酸、甲基丙烯酸中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，所述促进剂为二价金属盐、三价金属盐中的至少一种。所述二价金属盐为氯化钙、氯化镁、硫酸钙、硫酸镁中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，所述全固相多尺度封堵剂包括钻井液中不同尺寸的全部固相。
所述全固相多尺度封堵剂，按照质量份包括：土粉0.5～4份、微米级刚性粒子1～3份、纳米级刚性粒子2～4份、纳米级柔性粒子2～5份、密度调节剂0～150份。
作为本发明的具体实施方式，所述土粉为钠膨润土、钙膨润土、海泡石和凹凸棒土中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，所述微米级刚性粒子为碳酸钙颗粒、二氧化硅颗粒和石灰石颗粒中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，所述微米级刚性粒子是由碳酸钙和二氧化硅按照质量比为2:3组成。
现有技术中各种封堵类材料，或者是将抑制技术与封堵技术结合，这样操作的缺点是导致级配不如预期合理，封堵性能达不到预期指标。因此，本发明反复研究，得到优选地级配比例。
作为本发明的具体实施方式，所述碳酸钙颗粒为不同级配组成，所述不同级配的碳酸钙颗粒按照400目、800目、1000目的质量级配比例为2:1:4，或按照800目、1000目、5000目的质量级配比例为3:2:5，或按照800目、1500目、3000目的质量级配比例为3:1:6。
作为本发明的具体实施方式，所述二氧化硅颗粒为不同级配组成，所述不同级配的二氧化硅颗粒按照400目、800目、1000目的质量级配比例为2:1:4，或按照800目、1000目、5000目的质量级配比例为3:2:5，或按照800目、1500目、3000目的质量级配比例为3:1:6。
作为本发明的具体实施方案，所述石灰石颗粒为不同级配组成，所述不用级配的石灰石颗粒质量级配比例为400目、800目、1000目的质量级配比例为2:1:4，或按照800目、1000目、5000目的质量级配比例为3:2:5，或按照800目、1500目、3000目的质量级配比例为3:1:6。
作为本发明的具体实施方式，所述纳米级刚性粒子为二氧化硅颗粒、表面改性二氧化硅颗粒中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，所述纳米级改性二氧化硅颗粒为表面经过有机处理剂改性，提高其分散性和溶解性。
作为本发明的具体实施方式，所述不同级配二氧化硅颗粒按照10～100nm、50～500nm的质量级配比例优选为2：1。
作为本发明的具体实施方式，所述纳米级柔性粒子为可变性纳米微球、纳米乳液、纳米乳化石蜡或纳米纤维粉中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，所述密度调节剂为重晶石、有机盐中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，所述的连续液相为自来水、海水或地层水中的至少一种。
海水中的粒子会对钻井液处理剂产生影响，所以本发明的钻井液结构剂要求对抗盐性能比普通水基钻井液要求高一些。作为本发明的具体实施方式，区分海水和常规水基钻井液配方，海水井壁强化水基钻井液可应用于海水相地质环境作业。
作为本发明的具体实施方式，所述的纳微米活度抑制剂为乙二醇、丙二醇、丙三醇、氯化钾、甲酸钠、甲酸钾和甲酸铯中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，所述井壁强化水基钻井液还包括钻井液结构剂；所述的钻井液结构剂包括pH调节剂、流型调节剂、降滤失剂、胺基抑制剂、润滑剂。
作为本发明的具体实施方式，所述的pH调节剂为NaOH、Na2CO3中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，所述的流行调节剂为聚丙烯酸钾KPAM、黄原胶XC中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，所述的降滤失剂为低黏聚阴离子纤维素LC-PAC、低黏羧甲基纤维素钠盐、磺酸盐共聚物、天然高分子降滤失剂WNP、磺化酚醛树脂中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，所述的胺基抑制剂为聚胺抑制剂、胺基硅醇、胺基聚醇中的至少一种。
作为本发明的具体实施方式，所述的润滑剂为清洁润滑快钻剂、防泥包剂、白油润滑剂中的至少一种。
第二方面，本发明提供了所述的井壁强化水基钻井液对于硬脆性页岩地层，破碎性页岩地层，或页岩与砂岩弱胶结地层的应用。
作为本发明的具体实施方式，所述破碎性页岩地层、页岩与砂岩弱胶结地层包括近海域硬脆性页岩地层、破碎性页岩地层、页岩与砂岩弱胶结地层及上述地层的中水平井、大斜度井或大位移井。
本发明中的上述原料均可自制，也可商购获得，本发明对此不作特别限定。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
1、本发明的井壁强化水基钻井液稳定井壁效果强。将钻井液配浆土和加重剂粒径纳入钻井液封堵剂粒径调节中，在微裂缝附近建立微纳米级全固相多尺度封堵技术，并结合页岩孔隙抑制技术降低钻井液侵入风险；在微裂缝内部以粘附胶结固壁剂为主提高页岩粒间胶结性，维持应力平衡，以离子型复合抑制剂抑制黏土矿物水化，从而由内而外提高近井壁有效应力，强化井壁稳定；并配合钻井液结构剂降低钻井液滤失量、提高清洁携岩能力和抗高矿化度污染能力；以长效润滑剂提高钻井液的润滑性及润滑时效，降低弱胶结性地层大位移井、大斜度井和水平井钻进过程中的井壁失稳风险。
2、本发明的井壁强化钻井液抗温性高、粘附胶结固壁效果好，150℃在水中搭接抗剪切强度达到0.9MPa以上；而且封堵性能强，高压滤失量≤9.6mL，明显降低压力传递速率，其传递1MPa压差所需时间延长了14.7倍以上；钻井液活度低，对页岩黏土水化膨胀抑制性强，页岩滚动回收率可达98％以上；润滑性能好，润滑时效长，经32h热滚，钻井液极压润滑系数降低率在90.8％以上。
3、本发明的井壁强化水基钻井液不仅可应用于内陆弱胶结地层、也可应用于海域附近弱胶结性地层，适应于直井、大斜度井或水平井等井型。
附图说明
图1为本发明测试例3中将实施例1和实施例3得到的井壁强化水基钻井液与对比液体压力传递对比试验曲线图。
1-上游液体压力传递曲线；2-空白页岩压力传递曲线；3-聚磺钻井液压力传递曲线；4-聚磺钻井液+多尺度封堵液体压力传递曲线；5-实施例1井壁强化水基钻井液压力传递曲线；6-实施例3井壁强化水基钻井液压力传递曲线。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明作进一步说明，但并不构成对本发明的任何限制。
本发明各实施例中，所用的流变抗温性能测试仪器为钻井液性能评价领域通用仪器。
本发明各实施例中，抑制性测试，利用活度测试仪测试实施例1～实施例3的活度。
本发明各实施例中，封堵性能测试，采用RSA-6000型岩石渗流评价仪。
本发明各实施例中，抗剪切强度测试采用岩样搭接抗剪切设备进行测试。
本发明各实施例中，所进行润滑性能测试，采用美国OFI测试设备公司制造的EP极压润滑仪。
本发明各实施例中，低黏聚阴离子纤维素LC-PAC，生产厂家为濮阳市诚信钻采助剂有限公司；
天然高分子降滤失剂WNP，生产厂家为东营市马场石油科技有限公司；
黄原胶XC，生产厂家为安徽陆海石油助剂科技有限公司；
胺基聚醇，生产厂家为山东得顺源石油科技有限公司；
改性纳米二氧化硅，生产厂家为山东得顺源石油科技有限公司，D50≤100nm；
纳米微球NP-1，生产厂家为山东得顺源石油科技有限公司，D50≤100nm；
纳米纤维粉，专利申请号为202010176081.6中的微晶纤维粉；
清洁润滑快钻剂，生产厂家为胜利油田胜华实业有限责任公司石油助剂厂；
低黏羧甲基纤维素钠盐LV-CMC，生产厂家为胜利纤维素厂；
磺酸盐共聚物DSJ-2，生产厂家为山东得顺源石油科技有限公司；
聚丙烯酸钾KPAM，生产厂家为濮阳市红塔化工有限公司；
磺化酚醛树脂，生产厂家为SMP-II胜利油田中胜石油化工有限责任公司；
长效润滑剂，专利申请号为2020116307049中的核苷磷脂钻井液润滑剂。
制备例
本实施例提供了粘附胶结固壁剂及制备方法，具体细节如下：
S1：取减压蒸馏过的苯乙烯6g、丙烯酸丁酯3g和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸3g，在氮气环境下搅拌，使其充分分散于200mL蒸馏水中，调节PH为7，得到第一混合物；
S2：向第一混合物在氮气气氛下，继续搅拌1h，水浴升温到65℃，缓慢加入0.06g过硫酸铵，反应4h，冷却至室温并保温2h，得到第二混合物；
S3：向第二混合物在搅拌情况下，加入6g二甲基二烯丙基氯化铵至充分溶解，得到第三混合物；
S4：向第三混合物升温至60℃，缓慢加入0.6g二烯丙基胺，反应4h，然后烘干粉碎，得到黏附护壁剂；
S5：按照质量比，将S4得到的黏附护壁剂与海藻酸丙二醇酯、氯化镁按照10：10：0.6的质量比混合，搅拌均匀，得到黏附胶结固壁剂。
实施例1
本实施例提供了一种用于页岩地层的井壁强化水基钻井液及制备方法，具体细节如下：
步骤1：量取400mL清水，加入0.4gNaOH，搅拌均匀后加入8g份钠膨润土，持续搅拌6h，静置16h后重新搅拌均匀，得到第一混合物；
步骤2：向第一混合物在搅拌状态下，依次加入2g低黏聚阴离子纤维素LC-PAC、2g天然高分子降滤失剂WNP、0.4g黄原胶XC，加入每种试剂间隔25min且充分搅拌溶解，得到第二混合物；
步骤3：向第二混合物内依次加入4mL胺基聚醇、32g甲酸钾，搅拌10min，得到第三混合物；
步骤4：向第三混合物内加入16g黏附胶结固壁剂，搅拌20min，得到第四混合物；
步骤5：向第四混合物内依次加入8g超细碳酸钙(其中包括3g400目超细碳酸钙和5g2000目超细碳酸钙)、6g改性纳米二氧化硅(D50≤100nm)、8g纳米微球NP-1(D50≤100nm)、8g纳米纤维粉，搅拌均匀得到第五混合物；
步骤6：向第五混合物内加入16g清洁润滑快钻剂，搅拌均匀得到第六混合物；
步骤7：向第六混合物内加入84g重晶石，得到井壁强化水基钻井液。
实施例1制备得到淡水井壁强化水基钻井液。
实施例2
本实施例提供了一种用于页岩地层的井壁强化水基钻井液及制备方法，具体细节如下：
步骤1：量取200mL清水，加入0.6gNaOH搅拌均匀后加入12g份钠膨润土，成分搅拌6h，静置20h后重新搅拌均匀，得到第一混合物；
步骤2：向第一混合物内在搅拌状态下，加入4g低黏羧甲基纤维素钠盐LV-CMC，搅拌20min后加入200mL海水，得到第二混合物；
步骤3：向第二混合物内在搅拌状态下，依次加入2g磺酸盐共聚物DSJ-2、1.2g聚丙烯酸钾KPAM，加入每种试剂之间间隔20min，得到第三混合物；
步骤4：向第三混合物内依次加入4mL胺基聚醇、40g甲酸钾、16g丙二醇，搅拌10min，搅拌均匀得到第四混合物；
步骤5：向第四混合物内加入16g黏附胶结固壁剂，搅拌20min，搅拌均匀得到第五混合物；
步骤6：向第五混合物内依次加入8g超细碳酸钙(其中包括3g400目超细碳酸钙和5g2000目超细碳酸钙)、6g改性纳米二氧化硅、16g纳米微球，搅拌均匀得到第六混合物；
步骤7：向第六混合物内加入8g长效润滑剂，搅拌均匀得到第七混合物；
步骤8：向第七混合物内加入260g重晶石，得到井壁强化水基钻井液。
实施例2制备得到海水井壁强化水基钻井液。
实施例3
本实施例提供了一种用于页岩地层的井壁强化水基钻井液及制备方法，具体细节如下：
步骤1：取400mL海水，加入0.8gNaOH，搅拌均匀后加入16g份钠膨润土，成分搅拌8h，静置24h后重新搅拌均匀，得到第一混合物；
步骤2：向第一混合物在拌边状态下，依次加入4g低黏羧甲基纤维素钠盐、2g磺酸盐共聚物，加入每种试剂之间间隔30min，搅拌均匀得到第二混合物；
步骤3：向第二混合物内加入12g磺化酚醛树脂SMP-II，搅拌5分钟后加入2g聚丙烯酸钾，20min左右充分溶解得到第三混合物；
步骤4：向第三混合物内依次加入4mL胺基聚醇、30g甲酸钾、16g丙二醇，搅拌10min，搅拌均匀得到第四混合物；
步骤5：向第四混合物内加入24g黏附胶结固壁剂，搅拌20min，搅拌均匀得到第五混合物；
步骤6：向第五混合物内依次加入8g超细碳酸钙(其中包括3g400目超细碳酸钙和5g2000目超细碳酸钙)、6g改性纳米二氧化硅、8g纳米微球、8g纳米纤维粉，搅拌均匀得到第六混合物；
步骤7：向第六混合物内加入8g长效润滑剂、8g清洁润滑快钻剂，搅拌均匀得到第七混合物；
步骤8：向第七混合物内加入504g重晶石，得到井壁强化水基钻井液。
实施例3制备得到海水井壁强化水基钻井液。
对比例1
本对比例提供了一种用于页岩地层的井壁强化水基钻井液及制备方法，基于实施例3，仅不加入黏附胶结固壁剂，其他成分相同，具体细节如下：
步骤1：取400mL海水，加入0.8gNaOH，搅拌均匀后加入16g份钠膨润土，成分搅拌8h，静置24h后重新搅拌均匀，得到第一混合物；
步骤2：向第一混合物在搅拌状态下，依次加入4g低黏羧甲基纤维素钠盐、2g磺酸盐共聚物，加入每种试剂之间间隔30min，搅拌均匀得到第二混合物；
步骤3：向第二混合物内加入12g磺化酚醛树脂，搅拌5分钟后加入2g聚丙烯酸钾，20min左右充分溶解得到第三混合物；
步骤4：向第三混合物内依次加入4mL胺基聚醇、30g甲酸钾、16g丙二醇，搅拌10min，搅拌均匀得到第四混合物；
步骤5：向第四混合物内依次加入8g超细碳酸钙(其中包括3g400目超细碳酸钙和5g2000目超细碳酸钙)、6g改性纳米二氧化硅、8g纳米微球、8g纳米纤维粉，搅拌均匀得到第五混合物；
步骤6：向第五混合物内加入8g长效润滑剂、8g清洁润滑快钻剂，搅拌均匀得到第六混合物；
步骤7：向第六混合物内加入504g重晶石，得到井壁强化水基钻井液。
对比例1制备得到不含黏附胶结固壁剂的海水井壁强化水基钻井液。
对比例2
本对比例提供了一种用于页岩地层的井壁强化水基钻井液及制备方法，基于实施例3，仅不加入不含微米级刚性粒子、纳米级刚性粒子、纳米级柔性粒子及密度调节剂，其他成分相同，具体细节如下：
步骤1：取400mL海水，加入0.8gNaOH，搅拌均匀后加入16g份钠膨润土，成分搅拌8h，静置24h后重新搅拌均匀，得到第一混合物；
步骤2：向第一混合物在搅拌状态下，依次加入4g低黏羧甲基纤维素钠盐、2g磺酸盐共聚物，加入每种试剂之间间隔30min，搅拌均匀得到第二混合物；
步骤3：向第二混合物内加入12g磺化酚醛树脂，搅拌5分钟后加入2g聚丙烯酸钾，20min左右充分溶解得到第三混合物；
步骤4：向第三混合物内依次加入4mL胺基聚醇、30g甲酸钾、16g丙二醇，搅拌10min，搅拌均匀得到第四混合物；
步骤5：向第四混合物内加入24g黏附胶结固壁剂，搅拌20min，搅拌均匀得到第五混合物；
步骤6：向第五混合物内加入8g长效润滑剂、8g清洁润滑快钻剂，搅拌均匀得到井壁强化水基钻井液。
对比例2制备得到不含微米级刚性粒子、纳米级刚性粒子、纳米级柔性粒子及密度调节剂的海水井壁强化水基钻井液。
对比例3
本对比例提供了一种用于页岩地层的井壁强化水基钻井液及制备方法，基于实施例3，仅不加入黏附胶结固壁剂纳微米活度抑制剂，其他成分相同，具体细节如下：
步骤1：取400mL海水，加入0.8g NaOH，搅拌均匀后加入16g份钠膨润土，成分搅拌8h，静置24h后重新搅拌均匀，得到第一混合物；
步骤2：向第一混合物在搅拌状态下，依次加入4g低黏羧甲基纤维素钠盐、2g磺酸盐共聚物，加入每种试剂之间间隔30min，搅拌均匀得到第二混合物；
步骤3：向第二混合物内加入12g磺化酚醛树脂，搅拌5分钟后加入2g聚丙烯酸钾，20min左右充分溶解得到第三混合物；
步骤4：向第三混合物内依次加入12mL胺基聚醇，搅拌10min，搅拌均匀得到第四混合物；
步骤5：向第四混合物内加入24g黏附胶结固壁剂，搅拌20min，搅拌均匀得到第五混合物；
步骤6：向第五混合物内依次加入8g超细碳酸钙(其中包括3g400目超细碳酸钙和5g2000目超细碳酸钙)、6g改性纳米二氧化硅、8g纳米微球、8g纳米纤维粉，搅拌均匀得到第六混合物；
步骤7：向第六混合物内加入8g长效润滑剂、8g清洁润滑快钻剂，搅拌均匀得到第七混合物；
步骤8：向第七混合物内加入504g重晶石，得到井壁强化水基钻井液。
对比例3制备得到不含纳微米活度抑制剂的海水井壁强化水基钻井液。
将实施例1～3及对比例1～3制备得到的井壁强化水基钻井液进行各项性能测试：
测试例1
将实施例1～3和对比例1～3制备得到的井壁强化水基钻井液进行流变性和中压滤失量测试，首先进行室温测试，完成室温性能测试后，将实施例浆液装入高温老化罐，在150℃热滚炉中老化16h后取出，自然冷却后再次测试上述性能。此外利用71型高压滤失仪测试3.5MPa、150℃高温高压滤失量，得到的数据如表1所示。
表1实施例1～3和对比例1～3得到的井壁强化水基钻井液综合性能测试
Figure BDA0003332691210000111
Figure BDA0003332691210000121
实施例1～3制备的淡水和海水井壁强化水基钻井液可以抗温150℃以上，流变性能稳定，形成的泥饼致密封堵性好，抗温前后中压滤失量≤4.6mL，高压高压滤失量≤9.6mL。对比例1～3制备的海水井壁强化水基钻井液可以抗温150℃，流变性较稳定，但滤失量明显升高。
测试例2
利用活度测试仪测试实施例1～3、对比例1～3的活度。另外称取埕北平831井东营组3480m处和3910m处深灰色泥岩岩屑，浸泡于实施例1～实施例3的钻井液中，分别经过120℃/16h和150℃/16h热滚后，测试页岩回收率数据，得到的实施例活度及页岩回收率数据如下表。
表2实施例1～3和对比例1～3制备得到的井壁强化水基钻井液抑制性测试
Figure BDA0003332691210000122
Figure BDA0003332691210000131
实施例1～3、对比例1～2制备的淡水和海水井壁强化水基钻井液具有优良的抑制性，其活度可调节。二组不同层位的油泥岩岩屑经120℃和150℃热滚后，在清水中滚动回收率较高，岩屑在聚磺钻井液中页岩回收提高率较低，被实施例2～3、对比例1及对比例2浸泡后页岩回收率都在85％以上。
测试例3
对比测试实施1、实施例3、聚磺钻井液、和聚磺钻井液加入8g超细碳酸钙(3g400目+5g2000目)、6g改性纳米二氧化硅和16g纳米微球后四种钻井液的封堵性能，对岩芯压力渗透、水化所导致的整体强度和稳定性的变化情况，试验数据如图1所示。
图1中可以看出，现有技术的聚磺钻井液和其加入多尺度封堵剂之后的钻井液压力传递速率较快，尤其是聚磺钻井液压力传递最快，实施例1和实施例3明显阻缓了页岩压力传递速率，封堵一段时间后液体压力难以继续传递，在5.56h后上游压力增加极缓慢，较空白岩样，实施例3传递1MPa压差所需时间延长了14.7s以上。可见本发明实施例中多尺度封堵技术明显提升了对微纳米孔隙的封堵性，增强了页岩井壁稳定能力。
测试例4
将实施例1～3、对比例1～3制备的井壁强化水基钻井液均匀涂抹在搭接试样的搭接区域，然后将两薄片轻轻覆盖，置于50℃/3MPa下压制2h后，擦去多余待测液；然后将搭接试样置于50℃恒温水浴锅中，养护24h后，将试样对称地夹在试验机上下夹持器中；开动试验机，在试样的单搭接面上施加纵向拉伸剪切力，在5mm/min内，以稳定速度加载，记录试样在水中剪切破坏的最大负荷即为实施例的搭接抗剪切强度。同时将待测液装入高温老化罐，在高温热滚炉中热滚150℃/16h后，取出自然冷却到室温，重新搅拌均匀后，重复上述步骤，测试高温热滚后实施例的抗剪切强度。
表3实施例1～3和对比例1～3制备的井壁强化水基钻井液在水中对岩芯的搭接抗剪切强度
Figure BDA0003332691210000141
钻井液膨润土浆及聚磺钻井液加入多尺度封堵剂前后，其抗剪切强度极低，基本为0，本专利实施例1～3和对比例1～2制备的井壁强化水基钻井液在水环境下明显提高了对岩样的抗剪切强度，其搭接抗剪切强度达到了0.916MPa，具有良好的护壁固壁效果。
测试例5
将实施例1～3、对比例1～3制备的井壁强化水基钻井液，进行润滑性能测试，采用美国OFI测试设备公司制造的EP极压润滑仪，测试实施例在常温和经150℃热滚16h和热滚32h后的极压润滑系数，并与海水膨润土浆做对比，计算其润滑系数降低率测试步骤如下：
先对EP极压润滑仪进行预热，在300r/min下运转15min。再使用蒸馏水对仪器进行校正，60r/min及扭矩为150psi下运转5min，记录仪表的读数。最后，测试基浆及加样后的润滑系数，测试条件为60r/min，测试扭矩为150psi，测试时间为5min，5min后记录仪表读数。
表4实施例1～3、对比例1～3得到的井壁强化水基钻井液润滑性能
Figure BDA0003332691210000151
相比海水膨润土浆，实施例1～3、对比例1～3制备的井壁强化水基钻井液的极压润滑强化系数降低率△Kf都在90.8％以上，且经过150℃热滚16h对钻井液润滑性影响较小，尤其是实施例2～3、对比例1～3制备的井壁强化水基钻井液不仅润滑性能优良，而且润滑时效长，可大幅度节省润滑剂成本。
在本发明中的提到的任何数值，如果在任何最低值和任何最高值之间只是有两个单位的间隔，则包括从最低值到最高值的每次增加一个单位的所有值。例如，如果声明一种组分的量，或诸如温度、压力、时间等工艺变量的值为50-90，在本说明书中它的意思是具体列举了51-89、52-88……以及69-71以及70-71等数值。对于非整数的值，可以适当考虑以0.1、0.01、0.001或0.0001为一单位。这仅是一些特殊指明的例子。在本申请中，以相似方式，所列举的最低值和最高值之间的数值的所有可能组合都被认为已经公开。
应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不构成对本发明的任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可扩展至其他所有具有相同功能的方法和应用。

Claims (10)

1.一种用于页岩地层的井壁强化水基钻井液，其特征在于，其组分按照质量份数计包括：
Figure FDA0003332691200000011
2.根据权利要求1所述的井壁强化水基钻井液，其特征在于，所述黏附胶结固壁剂包括黏附护壁剂、胶结固壁剂和促进剂；
优选地，所述黏附护壁剂、所述胶结固壁剂、所述促进剂的质量比为(10～20)：(5～15)：(0.2～1)。
3.根据权利要求2所述的井壁强化水基钻井液，其特征在于，所述黏附护壁剂的组分包括苯乙烯、丙烯酸丁酯、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、引发剂、阳离子结构剂和交联剂；和/或
所述苯乙烯、丙烯酸丁酯、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、引发剂、阳离子结构剂和交联剂的质量比为(2～15)：(1～4)：(1～4)：(0.05～0.2)：(2～6)：(0.2～0.6)；和/或
所述引发剂为过硫酸铵、过硫酸钠、过硫酸钾、叔丁基过氧化氢和硫酸亚铁中的至少一种；和/或
所述阳离子结构剂为阳离子丙烯酰胺、阳离子聚丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵中的至少一种；和/或
所述交联剂为二烯丙基胺、丙二胺中的至少一种。
4.根据权利要求2或3所述的井壁强化水基钻井液，其特征在于，胶结固壁剂为海藻酸盐、改性海藻酸盐、海藻酸丙二醇酯、丙烯酸、聚丙烯酸和甲基丙烯酸中的至少一种；和/或
所述促进剂为二价金属盐、三价金属盐中的至少一种；和/或
优选地，所述二价金属盐为氯化钙、氯化镁、硫酸钙、硫酸镁中的至少一种。
5.根据权利要求1-4中任一项所述的井壁强化水基钻井液，其特征在于，所述全固相多尺度封堵剂包括钻井液中不同尺寸的全部固相；和/或
所述全固相多尺度封堵剂，按照质量份包括：土粉0.5～4份、微米级刚性粒子1～3份、纳米级刚性粒子2～4份、纳米级柔性粒子2～5份和密度调节剂0～150份。
6.根据权利要求5所述的井壁强化水基钻井液，其特征在于，所述土粉为钠膨润土、钙膨润土、海泡石和凹凸棒土中的至少一种；和/或
所述微米级刚性粒子为碳酸钙颗粒、二氧化硅颗粒和石灰石颗粒中的至少一种；和/或
所述纳米级刚性粒子为二氧化硅颗粒、表面改性二氧化硅颗粒中的至少一种；和/或
所述纳米级柔性粒子为可变性纳米微球、纳米乳液、纳米乳化石蜡或纳米纤维粉中的至少一种；和/或
所述密度调节剂为重晶石、有机盐中的至少一种。
7.根据权利要求1-6中任一项所述的井壁强化水基钻井液，其特征在于，所述的连续液相为自来水、海水或地层水中的至少一种；和/或
所述的纳微米活度抑制剂为乙二醇、丙二醇、丙三醇、氯化钾、甲酸钠、甲酸钾和甲酸铯中的至少一种。
8.根据权利要求1-7中任一项所述的井壁强化水基钻井液，其特征在于，所述井壁强化水基钻井液还包括钻井液结构剂；和/或
所述的钻井液结构剂包括pH调节剂、流型调节剂、降滤失剂、胺基抑制剂、润滑剂。
9.权利要求1-8任一项所述的井壁强化水基钻井液在硬脆性页岩地层，破碎性页岩地层，或页岩与砂岩弱胶结地层中的应用。
10.根据权利要求9所述的井壁强化水基钻井液的应用，其特征在于，所述破碎性页岩地层、页岩与砂岩弱胶结地层包括近海域硬脆性页岩地层、破碎性页岩地层、页岩与砂岩弱胶结地层及上述地层的中水平井、大斜度井或大位移井。
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