CN117106180A - 一种水基钻井液用页岩抑制剂及其制备方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及油气钻井用的化合物技术领域，具体公开了一种水基钻井液用页岩抑制剂及其制备方法。所述页岩抑制剂的分子量为5000～100000，由甲基、乙基或丙基中的任一种，与C4～C20的长链烷基和带刚性环的烷烃或芳烃复配而成。本发明获得的页岩抑制剂，具有简单易行、绿色环保、抑制页岩发生水化膨胀或分散效果优异的特性，小分子结构有利于钻井液流型调控，由其配制所得水基钻井液对井壁稳定性的维持和巩固效果突出，确保钻井液体系优良的抑制性能发挥。

Description

一种水基钻井液用页岩抑制剂及其制备方法
技术领域
本发明涉及油气钻井用的化合物技术领域，具体是一种高效水基钻井液用的页岩抑制剂及其制备方法。
背景技术
在油气井开发中，井壁稳定一直以来都是困扰钻井施工的重大技术难题，其中尤以泥页岩地层的钻进井壁失稳问题最为突出。据相关文献报道，钻井过程中近90％的井壁失稳问题发生在泥页岩层段，在经济损失方面，因井壁失稳问题引发的复杂处置成本占钻井总投资成本的10％以上。
泥页岩是富含黏土的沉积岩，因黏土成分、晶体结构、孔隙度和裂隙发育情况的不同而呈现不同的水敏性。当页岩与水接触时，黏土易发生水化膨胀或分散，压力通过裂隙传递，导致页岩的崩解和坍塌，从而发生井壁失稳的问题，增加了非生产时间和施工成本。
钻井液作为钻井工艺的核心，其优良的抑制性对井壁的稳定性维持和巩固具有至关重要的作用。而钻井液体系的抑制性能发挥，依赖于配制钻井液体系的抑制剂。当前，国内油气田开发常用的水基钻井液抑制剂，主要分为无机盐、聚胺、表面活性剂、阳离子聚合物等。
其中，KCl作为无机盐类抑制剂的代表，具有采购成本较低的特点。但是，其在强造浆段，大量采用无机盐容易导致钻井液受到污染，钻井液胶体的稳定性易受到破坏，造成钻井液失水控制困难，流变性问题突出，同时后续起钻过程中容易导致起下钻困难，划眼频繁。
聚胺类抑制剂的抑制性能好，防塌能力突出，但其耐温性能不足。例如中国专利文献公开的名称为“一种叔胺封端的环保型超支化聚胺插层抑制剂的合成及水基钻井液”（公开号CN114524944A，公开日2022年05月24日）的技术，其公开了一种超支化胺作为钻井液的抑制剂，主要原料为含有多烯键的酯类物质、含伯胺和仲胺的氨基酸类物质和低分子量的醇类物质，封端试剂为1-甲基-2-丙烯-1-氨基甲醇或1-乙基-2-丙烯-1-氨基甲醇。
表面活性剂常用于页岩水化抑制，其主要原理是表面活性剂的亲水基团通过氢键或静电作用吸附在粘土矿物表面，表面活性剂的疏水基团则超外形成疏水层，达到隔离水分子的作用。例如中国专利文献公开的名称为“一种植物提取物作为页岩水化抑制剂的应用”（公开号CN115678514A，公开日2023年02月03日）的技术，其公开了一种植物提取物的皂甙提取物，该化合物具有一定的表面活性，能够吸附在粘土矿物表面达到界面改性和润湿反转的效果，从而抑制页岩表面水化。
阳离子聚合物抑制剂，通过在井壁和岩屑表面吸附中和电荷来抑制粘土矿物的水化、膨胀、分散和运移。例如，中国专利文献公开的名称为“一种聚合离子液体抑制剂及其制备方法与应用”（公开号CN114835850A，公开日2022年08月02日）的技术，其公开了一种以1-乙烯基-3-氨丙基咪唑溴、丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵为主要原料制备聚合物抑制剂。然而，阳离子聚合物抑制剂通过在抑制粘土矿物的水化、膨胀、分散和运移方面效果虽然较好，但大分子量的抑制剂容易导致钻井液体系粘度较高，钻井液流型调控困难。
基于以上现状，开发新型具有抑制性强、分子量适中、不影响原浆体流变性的水基钻井液用页岩抑制剂具有重要意义。
发明内容
本发明的技术目的在于，解决上述水基钻井液所用页岩抑制剂所存在的技术问题，提供一种抑制页岩发生水化膨胀或分散效果优异的阳离子聚合物抑制剂，以及该抑制剂的制备方法。
为实现上述发明目的，本发明所采用的技术方案是，一种水基钻井液用页岩抑制剂，所述页岩抑制剂的分子量为5000～100000，结构通式如下：
；
其中，R为甲基、乙基或丙基中的任一种；
R’为C4～C20的长链烷基；
R”为带刚性环的烷烃或芳烃；
X—为Cl—或Br—。
所述页岩抑制剂是由摩尔比为0.5～0.95：0.0475～0.25：0.0025～0.25的N,N, N',N'-四烷基乙二胺、长链烷基伯胺和带刚性环伯胺复配而成。
优选的，所述N,N,N',N'-四烷基乙二胺为N,N,N',N'-四甲基乙二胺、N,N,N',N'-四乙基乙二胺、N,N,N',N'-四丙基乙二胺（CAS号为68555-41-9）中的任一种。
优选的，所述长链烷基伯胺为正丁胺、正戊胺、正己胺、正庚胺、正辛胺、正壬胺、正癸胺、正十一胺、正十二胺、正十三胺、正十四胺、正十五胺、正十六胺、正十七胺、正十八胺、正十九胺、正二十胺中的任一种。
优选的，所述带刚性环伯胺为环己基胺、苄基胺、氨甲基吩噻嗪中的任一种。
一种上述水基钻井液用页岩抑制剂的制备方法，所述制备方法包括以下步骤：
步骤1. 将N,N,N',N'-四烷基乙二胺、长链烷基伯胺和带刚性环伯胺投入反应器内；
步骤2. 加入醇水混合溶剂溶解三种胺，获得反应液A1；
步骤3. 将反应液A1加热升温至50℃～70℃；
步骤4. 将1,2-二氯乙烷溶于醇水混合溶剂中，获得1,2-二氯乙烷溶液；
将1,2-二氯乙烷溶液缓慢滴入反应器内，滴加过程中控制反应液A1的温度为50℃～70℃，滴加完毕获得反应液A2；
步骤5. 将反应液A2加热升温至80℃～120℃，持续反应8小时～48小时；
步骤6. 采用减压蒸馏法除去反应液A2中的醇水混合溶剂，获得淡黄色的目标产品。
步骤2和步骤4中，所述醇水混合溶剂分别为甲醇、乙醇、异丙醇、叔丁醇中的任一种与水以1.0～3.0：1.0的质量比混合得到。
步骤2中，所述醇水混合溶剂在搅拌状态下加入反应器内，持续搅拌至所述醇水混合溶剂将三种胺全部溶解。
步骤4中，所述1,2-二氯乙烷的加入量，与步骤1中三种胺总和的摩尔比为1：1。
步骤4中，所述1,2-二氯乙烷溶液在反应器内的滴加速度为1～10滴/s。
步骤6中，所述减压蒸馏法移除的醇水混合溶剂，可利用冷凝设备回收再利用。
本发明的页岩抑制剂，具有以下主要有益技术效果：
1. 作为一类含有疏水基团的水溶性小阳离子聚合物，含有阳离子基团，该阳离子中心能够与天然带有负电的粘土矿物发生静电吸附，中和粘土矿物表面的电荷，削弱颗粒因电荷排斥分散；
分子结构上的疏水基团，当抑制剂吸附于粘土矿物表面后，疏水基团通过自主装形成疏水膜，一方面抵御了水分子与粘土矿物的接触，另一方面抵御了钻井液在湍流冲刷中导致抑制剂分子从粘土矿物表面脱落；
2. 同一分子上含有多个阳离子中心，同一分子上的多个阳离子中心相互协同，一方面降低了抑制剂分子吸附/解吸动态过程而脱落的可能，另一方面增加了因钻井液湍流冲刷导致抑制剂分子从粘土矿物表面脱落的难度；
当抑制剂粘附在粘土矿物表面时，会起到“绳索”作用，减弱水分子进入粘土矿物颗粒间隙和晶体层间，防止泥岩膨胀。
本发明的页岩抑制剂制备方法，具有以下主要有益技术效果：
1. 所采用的制备方法针对上述页岩抑制剂，具有针对性，简单易行；
2. 制备方法中所采用的溶剂为醇水混合溶液，且可以回收利用，不会产生其它三废，对环境伤害小，绿色环保。
综上所述，本发明获得的页岩抑制剂，具有简单易行、绿色环保、抑制页岩发生水化膨胀或分散效果优异的特性，小分子结构有利于钻井液流型调控，由其配制所得水基钻井液对井壁稳定性的维持和巩固效果突出，确保钻井液体系优良的抑制性能发挥。
附图说明
图1为本发明页岩抑制剂的IR谱图。
图2为本发明页岩抑制剂的1HNMR谱图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明的实施例，对本发明中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，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之下所获得的所有其它实施例，都属于本发明的保护范围。
本发明提供了一种高效水基钻井液用的页岩抑制剂，其分子量为5000～100000，结构通式如式（1）所示：
……（1）；
其中，R为甲基、乙基或丙基中的任一种；
R’为C4～C20的长链烷基；
R”为带刚性环的烷烃或芳烃；
X—为Cl—或Br—；
x、y、z为聚合物的聚合度，x：（y+z）=50～95：50～5。
实施例1
一种高效水基钻井液用的页岩抑制剂，当上述结构通式（1）中，R为甲基、R’为正丁基、R”为环己基胺、X—为Cl—、x：（y+z）=50：50、y：z=5.5：4.5时，页岩抑制剂的具体结构式如式（2）所示：
……（2）；
式（2）所示页岩抑制剂的制备方法，包括以下具体步骤：
步骤1. 将23.2g（200mmol）N,N,N',N'-四甲基乙二胺、7.3g（100mmol）正丁胺和9.9g（100mmol）环己胺，投入容积为250mL的三口烧瓶A内（N,N,N',N'-四甲基乙二胺、正丁胺和环己胺的摩尔总和为400mmol）；
步骤2. 将40mL乙醇和40mL纯水在烧杯B内搅拌混合，获得醇水混合溶剂；
取其中40mL的醇水混合溶剂，在搅拌状态下加入到三口烧瓶A内，持续搅拌至醇水混合溶剂将三种胺全部溶解，获得反应液A1；
步骤3. 对三口烧瓶A升温，使得反应液A1的温度为50℃；
步骤4. 取39.6g（400mmol）的1,2-二氯乙烷投于烧杯C内；
将步骤2中剩余40mL的醇水混合溶剂加入到烧杯C内，搅拌混合均匀，获得1,2-二氯乙烷溶液；
将1,2-二氯乙烷溶液缓慢滴加到三口烧瓶A中，滴加速度控制为1滴/s，滴加过程中控制反应液A1的温度为50℃，滴加完毕获得反应液A2；
步骤5. 待1,2-二氯乙烷溶液滴加完毕之后，升高三口烧瓶A中反应液A2的温度至80℃，持续反应48小时；
步骤6. 采用减压蒸馏法除去反应液中的醇水混合溶剂，即得到淡黄色目标产品-页岩抑制剂；
在采用减压蒸馏法移除醇水混合溶剂时，利用冷凝设备回收醇水混合溶剂、以便再利用。
实施例2
一种高效水基钻井液用的页岩抑制剂，当上述结构通式（1）中，R为乙基、R’为正十二烷基、R”为苄基胺、X—为Cl—、x：（y+z）=75：25、y：z=7.5：2.5时，页岩抑制剂的具体结构式如式（3）所示：
……（3）；
式（3）所示页岩抑制剂的制备方法，包括以下步骤：
步骤1. 将51.7g（300mmol）N,N,N',N'-四乙基乙二胺、13.9g（75mmol）正十二胺和2.7g（25mmol）卞胺，投入容积为250mL的三口烧瓶A内（N,N,N',N'-四乙基乙二胺、正十二胺和卞胺的摩尔总和为400mmol）；
步骤2. 将60mL异丙醇和30mL纯水在烧杯B内搅拌混合，获得醇水混合溶剂；
取其中50mL的醇水混合溶剂，在搅拌状态下加入到三口烧瓶A内，持续搅拌至醇水混合溶剂将三种胺全部溶解，获得反应液A1；
步骤3. 对三口烧瓶A升温，使得反应液A1的温度为60℃；
步骤4. 取39.6g（400mmol）1,2-二氯乙烷投于烧杯C内；
将步骤2中剩余40mL的醇水混合溶剂加入到烧杯C内，搅拌混合均匀，获得1,2-二氯乙烷溶液；
将1,2-二氯乙烷溶液缓慢滴加到三口烧瓶A内，滴加速度控制为5滴/s，滴加过程中控制反应液A1的温度为60℃，滴加完毕获得反应液A2；
步骤5. 待1,2-二氯乙烷溶液滴加完毕之后，升高三口烧瓶A中反应液A2的温度至100℃，持续反应24小时；
步骤6. 采用减压蒸馏法除去反应液中的醇水混合溶剂，即得到淡黄色目标产品-页岩抑制剂；
在采用减压蒸馏法移除醇水混合溶剂时，利用冷凝设备回收醇水混合溶剂、以便再利用。
实施例3
一种高效水基钻井液用的页岩抑制剂，当上述结构通式（1）中，R为丙基、R’为正二十烷基、R”为N-亚甲基-吩噻嗪、X—为Br—、x：（y+z）=95：5、y：z=9.5：0.5时，页岩抑制剂的具体结构式如式（4）所示：
……（4）；
式（4）所示页岩抑制剂的制备方法，包括以下步骤：
步骤1. 将86.8g（380mmol）N,N,N',N'-四丙基乙二胺、5.36g（18mmol）正二十胺和0.55g（2mmol）N-氨甲基吩噻嗪，投入容积为250mL的三口烧瓶A内（N,N,N',N'-四丙基乙二胺、正二十胺和N-氨甲基吩噻嗪的摩尔总和为400mmol）；
步骤2. 将90mL叔丁醇和30mL纯水在烧杯B内搅拌混合，获得醇水混合溶剂；
取其中80mL的醇水混合溶剂，在搅拌状态下加入到三口烧瓶A内，持续搅拌至醇水混合溶剂将三种胺全部溶解，获得反应液A1；
步骤3. 对三口烧瓶A升温，使得反应液A1的温度为70℃；
步骤4. 取75.12g（400mmol）1,2-二氯乙烷投于烧杯C内；
将步骤2中剩余的40mL醇水混合溶剂加入到烧杯C内，搅拌混合均匀，获得1,2-二氯乙烷溶液；
将1,2-二氯乙烷溶液缓慢滴加到三口烧瓶A内，滴加速度控制为10滴/s，滴加过程中控制反应液A1的温度为70℃，滴加完毕获得反应液A2；
步骤5. 待1,2-二氯乙烷溶液滴加完毕之后，升高三口烧瓶A中反应液A2的温度至120℃，持续反应8小时；
步骤6. 采用减压蒸馏法除去反应液中的醇水混合溶剂，即得到淡黄色目标产品-页岩抑制剂；
在采用减压蒸馏法移除醇水混合溶剂时，利用冷凝设备回收醇水混合溶剂、以便再利用。
测试例1
采用KBr压片法，通过WQF-510A傅立叶变换红外光谱仪对上述实施例2制备的页岩抑制剂进行表征，IR谱图如图1所示。
从图1中可以看出，3010和725cm-1的吸收峰表明分子结构含有苯环，2880、2550和1460cm-1的吸收峰表明含有长链烷烃，1630和1200cm-1的吸收峰表明含有氨基和阳离子，3430cm-1的吸收峰表明样品易吸潮，具有一定的亲水性，可用于水基工作液中。
综上所述，IR谱图证实合成的样品与实施例2设计的结构一致。
测试例2
采用CD3OD溶液，通过配有液体BBO正相观察宽带探头的Bruker Avance Ⅲ 400MHz连续波核磁共振仪对实施例2制备的页岩抑制剂结构进行表征，1H NMR谱图如图2所示。
所述谱图中特征峰的分析及归属如下：
3.31ppm（5重峰）为氘代试剂中未氘代完全的甲基峰CD2-H，4.79ppm（s）为氘代试剂中未氘代完全的羟基和样品中的水峰CD3-OH和H 2 O；
0.88ppm（t）为长链的端位甲基-(CH2)n-CH 3，1.26ppm（m）为长链的中间亚甲基-CH2-CH2-(CH 2)n-CH3，这表明化合物中含有长链烷基；
2.43ppm（s）为苄基上的亚甲基Ar-CH 2-，7.37ppm（m）～7.47ppm（m）为苯环H-Ar-，这表明化合物中含有苄基；
同时，1.26ppm（m）中包含了一部分与阳离子相连的乙基-N+-CH2-CH 3，3.21ppm（m）～3.45ppm（m）为阳离子相连的乙基中的亚甲基-N+-CH 2-CH3，4.02ppm（s）为两个阳离子之间的亚甲基-N+-CH 2-CH 2-N+-，这表明化合物中大量的阳离子中心；
2.64ppm（m）～2.93ppm（m）为仲胺相连的亚甲基-N-CH 2-，这表明化合物含有胺基。
综上所述可推断，1H NMR谱证实合成的样品与实施例2设计的结构一致。
测试例3
开展防膨性能测试。
分别选取实施例1/2/3制备的页岩抑制剂，具体操作如下：
（1）向500mL烧杯中加入3.5g页岩抑制剂，加入350mL纯水，高速搅拌5min至页岩抑制剂在水中均匀溶解，得到抑制剂溶液A；
（2）将抑制剂溶液A转移到不锈钢制泥浆老化罐，称取约50g粒径为6目～10目的泥岩岩屑，精确记录岩屑质量为M1；
（3）对老化罐加盖密封，转移至BRGL-7变频滚子加热炉中，打开旋转，对老化罐升温至120℃老化16小时；
（4）老化完成后，冷却老化罐，将所有岩屑过40目筛网，回收粒径大于40目的岩屑；
（5）将岩屑在105℃下干燥不低于4小时，直至岩屑恒重，准确记录回收的岩屑质量为M2；
（6）将上一步回收的所有岩屑加入到不锈钢制泥浆老化罐中，加入350mL清水；重复步骤（3～5），完成岩屑第二次滚动回收实验；
（7）按照如下式（5）计算岩屑第一次和第二次滚动回收率R：
……（5）；
式中，R为泥页岩回收率，%；
M 1 为滚动前的岩屑质量，g；
M 2 为滚动后筛余质量，g；
（8）按照类似的方法，开展泥岩岩屑在清水中的回收率。
实施例1～3制备的页岩抑制剂的防膨性能测试实验结果如表1所示。
表1 抑制剂120℃滚动回收效果
序号 抑制剂 一次滚动回收率 一次滚动回收提高倍率 二次滚动回收率 二次滚动回收提高倍率
1 清水 3.12% - 1.44% -
2 1% 实施例1抑制剂 67.31% 2057.37% 64.63% 4388.19%
3 1% 实施例2抑制剂 65.12% 1987.18% 63.15% 4285.42%
4 1% 实施例3抑制剂 68.46% 2094.23% 65.02% 4415.28%
从上表可以看出，实验用的泥岩岩屑在清水中回收率很低，加入实施例1～3制备的页岩抑制剂之后则回收率提高明显，证明实施例1～3制备的页岩抑制剂具有良好的抑制岩屑分散效果。
测试例4
开展配伍性能测试。
基本配方：3%基浆+0.3%～0.5%水解聚丙烯酸钾盐+0.3%～0.5%高分子乳液聚合物+0.3%～0.5%聚胺抑制剂+0.5%～1%水解聚丙烯腈铵盐+0.5%～1%低粘聚阴离子纤维素+3%～6%氯化钾+3～5%氯化钠+1%～2%沥青类封堵剂+1%～2%石蜡类封堵剂+重晶石。
实验组：在空白组基础上，分别加入1%的实施例1～3制备的页岩抑制剂。
所述页岩抑制剂配伍性能测试的具体操作如下：
（1）取2份350mL蒸馏水，分别加入1.75g碳酸钠和10.50g钻井液试验用钠膨润土，在高速搅拌器上搅拌20min，其间至少应中断两次以刮下粘附在杯壁上的物质；
将2份泥浆在室温下静置24小时老化；
（2）按照上述基础配方分别向2份基浆中，加入水解聚丙烯酸钾盐、高分子乳液聚合物、聚胺抑制剂、水解聚丙烯腈铵盐、低粘聚阴离子纤维素、氯化钾、氯化钠、沥青类封堵剂、石蜡类封堵剂、重晶石等水基泥浆添加剂；
（3）将其中一份泥浆定为实验组，另一份定为空白组；
向实验组中加入3.5g实施例1/2/3制备的页岩抑制剂；
将2份泥浆分别在高速搅拌器上搅拌20min后，加入到不锈钢制泥浆老化罐中；
（4）对老化罐加盖密封，转移至BRGL-7变频滚子加热炉中，打开旋转，对老化罐升温至120℃老化16小时；
（5）老化完成后，冷却老化罐，将2份泥浆转入泥浆杯，在高速搅拌器上搅拌5min；
在流速旋转粘度计上测试100转/min时的度数；
（6）按照如下式（6）计算相对抑制率X：
……（6）；
式中，X为相对抑制率，％；
φ 100 为基浆在直读式旋转粘度计100r/min下的稳定读值；
φ' 100 为加样浆在直读式旋转粘度计100r/min下的稳定读值；
实施例1～3制备的页岩抑制剂的配伍性能测试实验结果如表2所示。
表2 抑制剂120℃下配伍性评价
序号 抑制剂 600 300 100 AV PV YP
1 空白组 74 45.5 21 37 28.5 8.5
2 1% 实施例1抑制剂 70.5 43.5 19 35.25 27 8.25
3 1% 实施例2抑制剂 69.5 41 18 34.75 28.5 6.25
4 1% 实施例3抑制剂 68 40 17 34 28 6
从上表可以看出，加入抑制剂后，钻井液体系流变性提高，证明该自制抑制剂和现有常规聚合物体系具有较好的配伍性，同时实验现象表明，该抑制剂加入后还能适当降低钻井液的切力，对钻井液流型改善有一定的辅助作用。
最后应说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换，例如长链烷基伯胺还可以为正戊胺、正己胺、正庚胺、正辛胺、正壬胺、正癸胺、正十一胺、正十三胺、正十四胺、正十五胺、正十六胺、正十七胺、正十八胺、正十九胺中的任一种等；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (10)

1.一种水基钻井液用页岩抑制剂，其特征在于，所述页岩抑制剂的分子量为5000～100000，结构通式如下：
；
其中，R为甲基、乙基或丙基中的任一种；
R’为C4～C20的长链烷基；
R”为带刚性环的烷烃或芳烃；
X—为Cl—或Br—。
2.根据权利要求1所述水基钻井液用页岩抑制剂，其特征在于，所述页岩抑制剂是由摩尔比为0.5～0.95：0.0475～0.25：0.0025～0.25的N,N,N',N'-四烷基乙二胺、长链烷基伯胺和带刚性环伯胺复配而成。
3.根据权利要求2所述水基钻井液用页岩抑制剂，其特征在于，所述N,N,N',N'-四烷基乙二胺为N,N,N',N'-四甲基乙二胺、N,N,N',N'-四乙基乙二胺、N,N,N',N'-四丙基乙二胺中的任一种。
4.根据权利要求2所述水基钻井液用页岩抑制剂，其特征在于，所述长链烷基伯胺为正丁胺、正戊胺、正己胺、正庚胺、正辛胺、正壬胺、正癸胺、正十一胺、正十二胺、正十三胺、正十四胺、正十五胺、正十六胺、正十七胺、正十八胺、正十九胺、正二十胺中的任一种。
5.根据权利要求2所述水基钻井液用页岩抑制剂，其特征在于，所述带刚性环伯胺为环己基胺、苄基胺、氨甲基吩噻嗪中的任一种。
6.一种权利要求2所述水基钻井液用页岩抑制剂的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括以下步骤：
步骤1. 将N,N,N',N'-四烷基乙二胺、长链烷基伯胺和带刚性环伯胺投入反应器内；
步骤2. 在反应器内加入醇水混合溶剂溶解三种胺，获得反应液A1；
步骤3. 将反应液A1加热升温至50℃～70℃；
步骤4. 将1,2-二氯乙烷溶于醇水混合溶剂中，获得1,2-二氯乙烷溶液；
将1,2-二氯乙烷溶液缓慢滴入反应器内，滴加过程中控制反应液A1的温度为50℃～70℃，滴加完毕获得反应液A2；
步骤5. 将反应液A2加热升温至80℃～120℃，持续反应8小时～48小时；
步骤6. 采用减压蒸馏法除去反应液A2中的醇水混合溶剂，获得淡黄色的目标产品。
7.根据权利要求6所述水基钻井液用页岩抑制剂的制备方法，其特征在于，步骤2和步骤4中，所述醇水混合溶剂分别为甲醇、乙醇、异丙醇、叔丁醇中的任一种与水以1.0～3.0：1.0的质量比混合得到。
8.根据权利要求6所述水基钻井液用页岩抑制剂的制备方法，其特征在于，步骤2中，所述醇水混合溶剂在搅拌状态下加入反应器内，持续搅拌至所述醇水混合溶剂将三种胺全部溶解。
9.根据权利要求6所述水基钻井液用页岩抑制剂的制备方法，其特征在于，步骤4中，所述1,2-二氯乙烷的加入量，与步骤1中三种胺总和的摩尔比为1：1。
10.根据权利要求6所述水基钻井液用页岩抑制剂的制备方法，其特征在于，步骤4中，所述1,2-二氯乙烷溶液在反应器内的滴加速度为1～10滴/s。
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