CN117186852A - 适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液及其制备方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液及其制备方法，属于钻井液技术领域，包括以下组分：3#白油、氯化钙盐水、主乳化剂、辅助乳化剂、降滤失剂、碱度调节剂、封缝即堵强化剂、核壳型纳米封堵剂、油基井眼强化剂、有机土和加重剂；按总体积为100份计，3#白油与氯化钙盐水的体积比为（70～90）：（30～10）；以3#白油与氯化钙盐水的总体积为100mL计，有机土1～3g，主乳化剂2～4g，辅助乳化剂1～2g，碱度调节剂2～3g，降滤失剂3～6g，封缝即堵强化剂1～2g，核壳型纳米封堵剂2～3g，油基井眼强化剂2～4g，密度达到2.0～2.4g/cm3的要求。本发明封堵性能好、固结能力强。
Description
技术领域
本发明涉及钻井液技术领域，更具体地说涉及适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液及其制备方法。
背景技术
中国深层页岩气主要集中在川南，以龙马溪组的龙一段为主要目的层，其埋深深，垂深在3500m以深，地层压力高（钻井液密度大部在2.00-2.4g/cm3），井底温度较高，在120-150℃，水平段长，≥1500m，并逐步向2000m以深发展，以油基钻井液为页岩气储层开发的主要工作液，虽然国内页岩气油基钻井液技术已较成熟，但川南深部地层油基钻井液在施工过程中，其井壁失稳问题至今仍未全面解决，且随着水平段的延长，井壁失稳现象不断加剧，特别是钻遇龙一段底部，或进入五峰组，井壁失稳现象特别严重。井壁失稳的主要原因为：常规页岩的孔缝主要以纳米级为主，而失稳井段页岩细微裂缝特别发育，分布范围宽且特别破碎，测定其裂缝在100nm-252μm之间，D50=2.31μm，10μm以下的裂缝居多，而油基钻井液与之相配匹的封堵防塌剂较少，特别是对破碎的页岩地层井壁进行强化的封堵剂更少。目前，针对油基钻井液的防塌材料主要以沥青及各种粒径的刚性材料为主，刚性材料主要是超细碳酸钙或纳米二氧化硅等。其中，沥青类防塌材料虽然变形性较好，但缺乏刚性，在起下钻过程中，因地层压力作用还易“解封”，不能很好地对地层进行封堵，而刚性材料则在油基钻井液中不能很好地分散，易聚结，致使其颗粒变粗，进而失去封堵作用，故在川南深层页岩气地层的多尺度范围的孔缝条件下，缺乏适应性，相应的油基钻井液缺少相关的防塌材料及手段，多次发生卡钻甚至埋旋导工具事故，据统计，前期川南页岩气油基钻井液施工中，共发生卡钻事故64次，落井旋导工具共30串，每串旋导工具均在1000万元以上，经济损失巨大。虽然针对川南深层页岩气油基钻井液井壁失稳这一难题已开展了大量的研究，通过引入纳米石墨烯、成膜剂等防塌材料，复杂故障率已大幅度降低，但这一问题至今并未完全解决，特别是钻遇易塌的龙一段底部或五峰组时，井下阻卡复杂甚至埋旋导工具事故还时有发生，严重制约了川南深层页岩气的开发。
中国发明专利（申请公布号：CN102134477A）公开了一种无粘土低密度全油基钻井液，含有低密度基油、油品增稠剂、遇油膨胀剂、油分散性粒状碳酸钙、氧化钙和油溶性抗高温降滤失剂，其封堵防塌主要采用不同目数碳酸钙。中国发明专利（申请公布号：CN104610945A）公开了一种环保型强封堵油基钻井液，其由精制白油，氯化钙盐水、主乳化剂、辅助乳化剂、润湿剂、有机土、封堵剂、降滤失剂、加重剂组成，其封堵剂由20-100nm的纳米二氧化硅和500目碳酸钙、800目碳酸钙按重量比5-3：1-2：1-2配制而成，降滤失剂为油溶性树脂、胶乳沥青、胶乳石蜡中的一种或几种组合而成。中国发明专利（申请公布号：CN115627157A）公开了一种高氮杂石墨烯纳米片在油基钻井液中的应用，其应用情况是白油与CaCl2盐水按体积比80：20的比例，加入0.8%主乳、1.5%辅乳、1.0%润湿剂、3.0%有机土、3.0%CaO、8.0%降滤失剂及3.0%钻井液用封堵剂(FDM-1)并加重至2.2g/cm3，然后加入0.5-2%高氮杂石墨烯纳米片，其封堵作用主要是纳米材料FDM-1及高氮杂石墨烯纳米片。这些技术的缺点及不足是：没有针对深层页岩气破碎地层特点的采用相对应的封堵防塌剂，其主要使用纳米级颗粒及沥青类材料，没有对微米级且较宽泛的裂缝及破碎地层采用针对性的防塌功能性材料，其针对性不强。
因此，川南深层页岩气破碎地层对油基钻井液的防塌性能提出了更高的要求，急需引入新材料，形成一种具有适应川南深层页岩气破碎地层特点的防塌油基钻井液，以适应川南深层页岩气地层复杂多变的特性，减少井壁失稳造成的复杂故障，节约综合成本，提高钻井效率。
发明内容
本发明克服了现有常规白油基钻井液针对深部页岩气破碎地层防塌能力不足的缺点，提供一种封堵性能好、固结能力强的适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液及其制备方法。
本发明的目的通过下述技术方案予以实现：
适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液，包括以下组分：3#白油、氯化钙盐水、主乳化剂、辅助乳化剂、降滤失剂、碱度调节剂、封缝即堵强化剂、核壳型纳米封堵剂、油基井眼强化剂、有机土和加重剂；按总体积为100份计，所述3#白油与氯化钙盐水的体积比为（70～90）：（30～10）；其中，氯化钙盐水中，无水氯化钙的重量与清水的体积的重量体积比为25%；以3#白油与氯化钙盐水的总体积为100mL计，有机土的含量为1～3g，主乳化剂的含量为2～4g，辅助乳化剂的含量为1～2g，碱度调节剂的含量为2～3g，降滤失剂的含量为3～6g，封缝即堵强化剂的含量为1～2g，核壳型纳米封堵剂的含量为2～3g，油基井眼强化剂的含量为2～4g，加重剂的含量满足加重后适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的密度达到2.0～2.4g/cm3的要求。
所述主乳化剂为中石化石油工程技术研究院有限公司生产的低油水比油基主乳化剂SMEMUL-1，低油水比油基主乳化剂SMEMUL-1内包括润湿剂；辅助乳化剂为中石化石油工程技术研究院有限公司生产的低油水比油基辅助乳化剂SMEMUL-2，有机土为中石化南京化工研究院有限公司生产的油基钻井液用悬浮剂。
所述降滤失剂为成都西油华巍科技有限公司生产的油基钻井液降滤失剂氧化沥青，所述碱度调节剂为钻井液用生石灰粉；所述加重剂为钻井液用一级重晶石粉。
所述封缝即堵强化剂为四川新创能石油工程技术有限公司生产的钻井液用封缝即堵强化剂WEF-3000。
所述核壳型纳米封堵剂的制备方法包括以下步骤：
S1，预乳液制备，向乳化釜中泵入1000kg去离子水，随后将30kg粒径为20纳米的纳米二氧化硅加入乳化釜，乳化釜以1000r/min的转速搅拌30min使纳米二氧化硅在去离子水中充分分散；完成分散后向乳化釜中添加3kg硅烷偶联剂KH570，以600r/min的转速搅拌，室温反应6h；随后将4000kg去离子水、70kg十二烷基硫酸钠和80kg辛基酚聚氧乙烯醚依次加入乳化釜中，以600r/min的速度搅拌10min充分溶解，完成溶解后将350kg丙烯酸丁酯和3000kg苯乙烯泵入乳化釜中，采用1000r/min的转速乳化30min，得到预乳液；
S2，乳化聚合反应，将步骤S1所得到的预乳液泵入反应釜中，反应釜搅拌转速保持100r/min，随后反应釜升温至70℃，向反应釜中加入3kg过硫酸钾作为引发剂引发聚合反应，聚合反应过程中温度维持在70～80℃，聚合反应10小时；聚合反应结束后冷却至室温，出料分装，得到具有不同粒径的核壳型纳米封堵剂。
所述油基井眼强化剂的制备方法包括以下步骤：
步骤一，粒状材料制备：聚苯硫醚（PPS）通过熔融共混改性，即将聚苯硫醚（PPS）、聚氨酯（TPU）及纳米SiO2在高速混合机内共混15min，然后倒入双螺杆挤出机中，加入碳纤维（CF），共混搅拌50min，然后经双螺杆挤出机熔融，挤出造粒，再粉碎过筛，制成粒状材料；其中，粒状材料的密度为1.3～1.5g/cm3，其粒径为800nm～20μm；
步骤二，纤维材料制备：将玄武岩、绿泥石岩料按质量比为8：2的比例在机械粉碎机中混合粉碎成40～80目的微细颗粒，然后将之投入玄武岩熔炉中，在1500℃的温度下熔融混合均匀后，经合金拉丝漏板高速拉制形成纤维，通过聚醚改性有机硅SF309对所拉制形成的纤维进行表面浸润，提高纤维在钻井液的分散能力，最后烘干得到新型抗高温高强度纤维，经切割机加工成长度为5～30μm的纤维材料；其中，新型抗高温高强度纤维的密度为2.0～2.3g/cm3，直径为1～10μm；
步骤三，油基井眼强化剂成品制备：将粒状材料、纤维材料及2000目的弹性石墨按质量比为8:1:1的比例，置于高速混合机内充分混合，制得油基井眼强化剂。
所述步骤一中，聚苯硫醚（PPS）为粉料，其粒度为300目；聚氨酯（TPU）为弹性体粒料；纳米SiO2的粒径为20～50nm；聚苯硫醚（PPS）、聚氨酯（TPU）及纳米SiO2的质量比为5：3：2；高速混合机内的温度为100℃；双螺杆挤出机内的温度大于等于300℃；碳纤维（CF）为粉料，其粒度为800目，其加入量为聚苯硫醚（PPS）、聚氨酯（TPU）及纳米SiO2的总质量的20%。
一种所述适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的制备方法，包括以下步骤：
步骤1，向3#白油中，边搅拌边依次加入主乳化剂、辅助乳化剂，搅拌使主乳化剂、辅助乳化剂充分溶解分散均匀，得到油相；
步骤2，向清水中，边搅拌边加入无水氯化钙，搅拌混合均匀，得到氯化钙盐水；
步骤3，边搅拌边将氯化钙盐水缓慢加入油相中，搅拌混合，充分搅拌乳化，得到油基乳液；
步骤4，向油基乳液中，边搅拌边加入有机土、碱度调节剂、降滤失剂、油基井眼强化剂、封缝即堵强化剂及核壳型纳米封堵剂，搅拌3～6h，再加加重剂加重至密度为2.0～2.4g/cm3，再搅拌循环，得到适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液。
所述步骤1中，搅拌2h以上使主乳化剂、辅助乳化剂充分溶解分散均匀；所述步骤3中，搅拌混合3～6h。
所述步骤4中，再搅拌循环2h以上。
综上所述，由于采用了上述技术方案，本发明的有益技术效果是：
1.本发明中，引入油基井眼强化剂，其以特种工程塑料聚苯硫醚（PPS）（一种热塑性树脂）为主，加入聚氨酯（TPU）弹性体，纳米二氧化硅及碳纤维（CF）进行熔融共混改性，并混入矿物岩纤维及弹性石墨，集合了弹性粒子、刚性粒子、热塑性材料（在高温下形变好）、纤维及弹性片状材料的优点，能够很好地锲入破碎地层微米级孔缝中，形成牢固封堵。
2.本发明中，引入了纳米级的核壳型纳米封堵剂，其强度高的，易变形，能够很好地锲入页岩纳米级孔缝中，主要针对破碎地层中的纳米级微小孔缝进行有效封堵，以补充井眼强化剂级配的不足。
3.本发明中，引入的封缝即堵强化剂是一种油溶性的微米级且可对井壁进行固结强化的功能性材料，针对破碎地层，其有一定固结强化作用，其能明显提高井壁的抗压强度。
4.本发明中，所应用的主乳化剂中含有足量的润湿剂，其主要针对高密度油基钻井液使用中，润湿剂如加入不足时，易造成重晶石不能很好地分散到油基钻井液中，进而被固控设备清除的不足，而据高密度油基钻井液中重晶石的含量，在主乳化剂中混入足量润湿剂，在补充主乳化剂，保证体系破乳电压稳定的同时，也能保证体系的润湿剂含量满足需求；同时，本发明配方中包括3#白油，3#白油的运动粘度较低，利于深层页岩气高密度钻井液的流变性控制。
5.本发明中，其制备方法是先将加入乳化剂的油相及氯化钙盐水充分混合，利用氯化钙盐水配制时放出的热量，形成稳定的乳液，且提供一种简便判断乳化效果的方法，即油相与氯化钙盐水混合乳化后的液滴滴在玻璃板上观察，液滴表面光滑、油亮，液滴上看不到游离水，说明乳化效果达到要求，可简便判定乳液的乳化效果，保证加重时钻井液的沉降稳定性；而传统油基钻井液配制方法是：3#白油中分别加入主乳、辅乳、润湿剂、碱度调节剂、有机土、降滤失剂及其它处理剂，然后加入氯化钙盐水，充分循环乳化后，再加重至指定密度，这一方法不能判断乳化效果，易造成乳化不充分，进而加重时造成加重剂沉淀或最终性能达不到配方性能要求。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例，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作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
下面结合具体实施例对本发明做进一步的说明，但下述实施例绝非对本发明有任何限制，实施例中，石灰和重晶石均为常规市售产品。
实施例1
实施例1的适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液，包括以下组份：3#白油350mL、清水150mL、无水氯化钙37.5g、主乳化剂20g、辅助乳化剂10g、降滤失剂30g、碱度调节剂15g、封缝即堵强化剂10g、核壳型纳米封堵剂15g、油基井眼强化剂20g、有机土15g、加重剂1017g。实施例1的适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的密度为2.0g/cm3。实施例1的适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液记为油基钻井液I。
油基钻井液I的制备方法包括以下步骤：
步骤1，取3#白油350mL置于高搅杯内，边搅拌边依次加入主乳化剂、辅助乳化剂，搅拌2h以上，使主乳化剂、辅助乳化剂充分溶解分散均匀，得到油相；
步骤2，取清水150mL置于另一高搅杯内，边搅拌边加入37.5g无水氯化钙，搅拌混合均匀，使无水氯化钙充分溶解，得到氯化钙盐水；
步骤3，边搅拌边将氯化钙盐水缓慢加入油相中，搅拌混合3h，充分搅拌乳化，得到油基乳液；
步骤4，向所得到的油基乳液中，边搅拌边加入有机土、石灰，降滤失剂、油基井眼强化剂、封缝即堵强化剂及核壳型纳米封堵剂，搅拌3h，再加重晶石加重至密度为2.0g/cm3，再搅拌循环2h以上，得到油基钻井液I。
步骤2中，配制时要产生大量的溶解热，配好后现配现用，利用其释放的热量以利于主乳化剂及辅助乳化剂的分散及作用。
步骤3中，将油基乳液的液滴滴在玻璃板上用放大镜下观察，乳化好的油基乳液表面光滑、油亮，液滴上看不到游离水，否则需要继续搅拌、循环，直至“水滴”现象消失。
步骤4中，测定流变性、ES值、API和HTHP滤失量等性能参数在规定范围内，则完成配制油基钻井液I。
根据《GB/T 16783.2-2012石油天然气工业钻井液现场测试第二部分油基钻井液》对油基钻井液I分别进行降滤失性能、流变性能及电稳定性能进行测试，并对该油基钻井液I的老化性能进行评价；其中，老化条件为160℃×24h，HTHP FL/K测试条件为160℃，3.5MPa，其它性能测试条件为60℃。
油基钻井液I老化前后的性能评价结果如表1所示。
表1 油基钻井液I老化前后的性能评价结果
实施例2
实施例2的适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液，包括以下组份：3#白油400mL、清水100mL、无水氯化钙25g、主乳化剂15g、辅助乳化剂7.5g、降滤失剂20g、碱度调节剂12.5g、封缝即堵强化剂7.5g、核壳型纳米封堵剂12.5g、油基井眼强化剂15g、有机土10g、加重剂1376g。实施例2的适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的密度为2.2g/cm3。实施例2的适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液记为油基钻井液Ⅱ。
油基钻井液Ⅱ的制备方法包括以下步骤：
步骤1，取3#白油400mL置于高搅杯内，边搅拌边依次加入主乳化剂、辅助乳化剂，搅拌2h以上，使主乳化剂、辅助乳化剂充分溶解分散均匀，得到油相；
步骤2，取清水100mL置于另一高搅杯内，边搅拌边加入25g无水氯化钙，搅拌混合均匀，使无水氯化钙充分溶解，得到氯化钙盐水；
步骤3，边搅拌边将得到的氯化钙盐水加入油相中，搅拌混合3h，充分搅拌乳化，得到油基乳液；
步骤4，向所得到的油基乳液中，边搅拌边加入有机土、石灰、降滤失剂、油基井眼强化剂、封缝即堵强化剂及核壳型纳米封堵剂，搅拌3h，再加重晶石加重至密度为2.2g/cm3，再搅拌循环2h以上，得到油基钻井液Ⅱ。
步骤2中，配制时要产生大量的溶解热，配好后现配现用，利用其释放的热量以利于主乳化剂及辅助乳化剂的分散及作用。
步骤3中，将油基乳液的液滴滴在玻璃板上用放大镜下观察，乳化好的油基乳液表面光滑、油亮，液滴上看不到游离水，否则需要继续搅拌、循环，直至“水滴”现象消失。
步骤4中，测定流变性、ES值、API和HTHP滤失量等性能参数在规定范围内，则完成配制油基钻井液Ⅱ。
根据《GB/T 16783.2-2012石油天然气工业钻井液现场测试第二部分油基钻井液》对配制的油基钻井液Ⅱ分别进行降滤失性能、流变性能及电稳定性能进行测试，并对该油基钻井液Ⅱ的老化性能进行评价；其中，老化条件为160℃×24h，HTHP FL/K测试条件为160℃，3.5MPa，其它性能测试条件为60℃。
油基钻井液Ⅱ老化前后的性能评价结果如表2所示。
表2 油基钻井液Ⅱ老化前后的性能评价结果
实施例3
实施例3的适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液，包括以下组份：3#白油450mL、清水50mL、无水氯化钙12.5g、主乳化剂10g、辅助乳化剂5g、降滤失剂15g、碱度调节剂10g、封缝即堵强化剂5g、核壳型纳米封堵剂10g、油基井眼强化剂10g、有机土5g、加重剂1814g。实施例3的适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的密度为2.4g/cm3。实施例3的适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液记为油基钻井液Ⅲ。
油基钻井液Ⅲ的制备方法包括以下步骤：
步骤1，取3#白油450mL置于高搅杯内，边搅拌边依次加入主乳化剂、辅助乳化剂，搅拌2h以上，使主乳化剂、辅助乳化剂充分溶解分散均匀，得到油相；
步骤2，取清水50mL置于另一高搅杯内，边搅拌边加入12.5g无水氯化钙，搅拌混合均匀，使无水氯化钙充分溶解，得到氯化钙盐水；
步骤3，边搅拌边将得到的氯化钙盐水加入油相中，搅拌混合6h，充分搅拌乳化，得到油基乳液；
步骤4，向所得到的油基乳液中，边搅拌边加入有机土、石灰、降滤失剂、油基井眼强化剂、封缝即堵强化剂及核壳型纳米封堵剂，搅拌6h，再加重晶石加重至密度为2.4g/cm3，再搅拌循环2h以上，得到油基钻井液Ⅲ。
步骤2中，配制时要产生大量的溶解热，配好后现配现用，利用其释放的热量以利于主乳化剂及辅助乳化剂的分散及作用。
步骤3中，将油基乳液的液滴滴在玻璃板上用放大镜下观察，乳化好的油基乳液表面光滑、油亮，液滴上看不到游离水，否则需要继续搅拌、循环，直至“水滴”现象消失。
步骤4中，测定流变性、ES值、API和HTHP滤失量等性能参数在规定范围内，则完成配制油基钻井液Ⅲ。
根据《GB/T 16783.2-2012石油天然气工业钻井液现场测试第二部分油基钻井液》对配制的油基钻井液Ⅲ分别进行降滤失性能、流变性能及电稳定性能进行测试，并对该油基钻井液Ⅲ的老化性能进行评价；其中，老化条件为160℃×24h，HTHP FL/K测试条件为160℃，3.5MPa，其它性能测试条件为60℃。
油基钻井液Ⅲ老化前后的性能评价结果如表3所示。
表3 油基钻井液Ⅲ老化前后的性能评价结果
由表1、表2、表3可知，油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ封堵性能好，老化前后性能稳定，抗温160℃，且其中压滤失量（API FL）为0，高温高压滤失量（HTHPFL）≤0.5mL，高温高压泥饼（HTHP K）薄，体系近似零失水。
实施例1～实施例3中，主乳化剂为中石化石油工程技术研究院有限公司生产的低油水比油基主乳化剂SMEMUL-1，该低油水比油基主乳化剂SMEMUL-1内包括润湿剂；辅助乳化剂为中石化石油工程技术研究院有限公司生产的低油水比油基辅助乳化剂SMEMUL-2，有机土为中石化南京化工研究院有限公司生产的油基钻井液用悬浮剂。
实施例1～实施例3中，降滤失剂为成都西油华巍科技有限公司生产的油基钻井液降滤失剂氧化沥青，所述碱度调节剂为钻井液用生石灰粉；所述加重剂为钻井液用一级重晶石粉。
实施例1～实施例3中，封缝即堵强化剂为四川新创能石油工程技术有限公司生产的钻井液用封缝即堵强化剂WEF-3000。
实施例1～实施例3中，核壳型纳米封堵剂的制备方法包括以下步骤：
S1，预乳液制备，向乳化釜中泵入1000kg去离子水，随后将30kg粒径为20纳米的纳米二氧化硅加入乳化釜，乳化釜以1000r/min的转速搅拌30min使纳米二氧化硅在去离子水中充分分散；完成分散后向乳化釜中添加3kg硅烷偶联剂KH570，以600r/min的转速搅拌，室温反应6h；随后将4000kg去离子水、70kg十二烷基硫酸钠和80kg辛基酚聚氧乙烯醚依次加入乳化釜中，以600r/min的速度搅拌10min充分溶解，完成溶解后将350kg丙烯酸丁酯和3000kg苯乙烯泵入乳化釜中，采用1000r/min的转速乳化30min，得到预乳液；
S2，乳化聚合反应，将步骤S1所得到的预乳液泵入反应釜中，反应釜搅拌转速保持100r/min，随后反应釜升温至70℃，向反应釜中加入3kg过硫酸钾作为引发剂进行引发聚合反应，聚合反应过程中温度维持在70～80℃，聚合反应10小时；聚合反应结束后冷却至室温，出料分装，得到具有不同粒径的核壳型纳米封堵剂，该核壳型纳米封堵剂为核壳型纳米封堵剂XNNM-1，其粒径范围为64～890nm。
实施例1～实施例3中，油基井眼强化剂的制备方法包括以下步骤：
步骤一，粒状材料制备：聚苯硫醚（PPS）通过熔融共混改性，即将聚苯硫醚（PPS）、聚氨酯（TPU）及纳米SiO2在高速混合机内共混15min，然后倒入双螺杆挤出机中，加入碳纤维（CF），共混搅拌50min，然后经双螺杆挤出机熔融，挤出造粒，再粉碎过筛，制成粒状材料；其中，粒状材料的密度为1.3～1.5g/cm3，其粒径为800nm～20μm；其中，聚苯硫醚（PPS）为粉料，其粒度为300目；聚氨酯（TPU）为弹性体粒料；纳米SiO2的粒径为20～50nm；聚苯硫醚（PPS）、聚氨酯（TPU）及纳米SiO2的质量比为5：3：2；高速混合机内的温度为100℃；双螺杆挤出机内的温度大于等于300℃；碳纤维（CF）为粉料，其粒度为800目，其加入量为聚苯硫醚（PPS）、聚氨酯（TPU）及纳米SiO2的总质量的20%；
步骤二，纤维材料制备：将玄武岩、绿泥石岩料按质量比为8：2的比例在机械粉碎机中混合粉碎成40～80目的微细颗粒，然后将之投入玄武岩熔炉中，在1500℃的温度下熔融混合均匀后，经合金拉丝漏板高速拉制形成纤维，通过聚醚改性有机硅SF309对所拉制形成的纤维进行表面浸润，提高纤维在钻井液的分散能力，最后烘干得到新型抗高温高强度纤维，经切割机加工成长度为5～30μm的纤维材料；其中，新型抗高温高强度纤维的密度为2.0～2.3g/cm3，直径为1～10μm；
步骤三，油基井眼强化剂成品制备：将粒状材料、纤维材料及2000目的弹性石墨按质量比为8:1:1的比例，置于高速混合机内充分混合，制得油基井眼强化剂，该油基井眼强化剂为油基井眼强化剂XNFD-1。
对比例
本对比例提供一种对比例油基钻井液，其配方在实施例1的基础上，其包括以下组份：3#白油350mL、清水150mL、有机土15g、无水氯化钙37.5g、主乳化剂20g、辅助乳化剂10g、石灰15g、降滤失剂30g、10g1200目的超细碳酸钙、10g2400目的超细碳酸钙、重晶石1017g，通过重晶石加重使得对比例油基钻井液的密度为2.0g/cm3。
对比例油基钻井液的制备方法包括以下步骤：
步骤1，取3#白油350mL置于高搅杯内，边搅拌边依次加入主乳化剂、辅助乳化剂，搅拌2h以上，使主乳化剂、辅助乳化剂充分溶解分散均匀，得到油相；
步骤2，取清水150mL置于另一高搅杯内，边搅拌边加入37.5g无水氯化钙，搅拌混合均匀，使其充分溶解，得到氯化钙盐水；
步骤3，边搅拌边将得到的氯化钙盐水缓慢加入油相中，充分搅拌乳化，搅拌混合3h，得到对比例油基乳液；取乳化后的液滴滴在玻璃板上观察，其液滴表面光滑、油亮，液滴上看不到游离水，则完成对比例油基乳液的配置；
步骤4，向所得到的对比例油基乳液中，边搅拌边加入有机土、石灰，降滤失剂、1200目的超细碳酸钙、2400目的超细碳酸钙，搅拌6h，再加重晶石加重至密度为2.0g/cm3，再搅拌循环2h以上，得到对比例油基钻井液。
根据《GB/T 16783.2-2012石油天然气工业钻井液现场测试第二部分油基钻井液》对配制的油基钻井液I分别进行降滤失性能、流变性能及电稳定性进行测试，并对该油基钻井液I的老化性能进行评价；其中，老化条件为160℃×24h，HTHP FL/K测试条件为160℃，3.5MPa，其它性能测试条件为60℃。
对比例油基钻井液老化前后的性能评价结果如表4所示。
表4 对比例油基钻井液老化前后的性能评价结果
由表1、表2、表3、表4对比可知，油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ封堵性能好，其老化前后的中压滤失量（API FL）为0，高温高压滤失量（HTHPFL）≤0.5mL，而对比例油基钻井液的中压滤失量（API FL）及高温高压滤失量（HTHP FL）偏大，说明其封堵性能没有油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ的好。
上述对比例中，主乳化剂为中石化石油工程技术研究院有限公司生产的低油水比油基主乳化剂SMEMUL-1，低油水比油基主乳化剂SMEMUL-1内包括润湿剂；辅助乳化剂为中石化石油工程技术研究院有限公司生产的低油水比油基辅助乳化剂SMEMUL-2，有机土为中石化南京化工研究院有限公司生产的油基钻井液用悬浮剂。
上述对比例中，降滤失剂为成都西油华巍科技有限公司生产的油基钻井液降滤失剂氧化沥青，石灰为钻井液用生石灰粉；加重剂为钻井液用一级重晶石粉。上述对比例中，所述无水氯化钙及超细碳酸钙为普通市售产品。
防塌能力评价如后文。
1.适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的砂床封堵能力评价
本试验通过测试油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ、对比例油基钻井液的高温高压可视砂床的渗透深度来表征它们的封堵性能的强弱，测试条件为砂床加压3.5MPa，温度160℃，通过渗透深度的高低表征其封堵能力强弱，如果渗透深度越低，则封堵性能越好。油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ、对比例油基钻井液的高温高压可视砂床的渗透深度的测试结果见表5。
表5 油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ、对比例油基钻井液的高温高压可视砂床的渗透深度的测试结果
从表5可知，油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ对不同的砂床的封堵性能明显优于对比例油基钻井液。
2.适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的PPA封堵能力评价
本试验通过低渗砂盘（PPA砂盘）封堵性能评价仪，采用渗透率3μm2的砂盘作为评价介质、在1000psi（6.895MPa）、160℃评价条件下，评价油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ、对比例油基钻井液经160℃/24h老化后对渗透率为3μm2的低渗砂盘的封堵能力。如果PPA砂盘滤失量越低，则封堵性能越好。油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ、对比例油基钻井液的PPA砂盘滤失量的测试结果见表6。
表6 油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ、对比例油基钻井液的PPA砂盘滤失量的测试结果
从表6可知，油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ对3μm2的低渗砂盘的封堵性能明显优于对比例油基钻井液对3μm2的低渗砂盘的封堵性能，油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ的30minPPA滤失量与对比例油基钻井液的相比，降低率均≥54.65%。
3.适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的对微缝封堵能力评价
本实验为了模拟200μm缝宽条件下油基钻井液在裂缝中的滤失情况，实验采用人造岩样裂缝，裂缝两侧放置给定厚度的不锈钢片作为支撑，并采用实验室高温高压动态损害评价仪模拟油基钻井液体系对模拟岩心裂缝的封堵能力。该仪器围压加载范围为0～80MPa，本实验过程中施加15Mpa的围压，流体压力加载范围为30MPa，本实验中压力加至1-10Mpa，同时，实验过程中通过釜体搅拌装置实现工作液动态循环。
实验方法：（1）将制备好的200μm裂缝岩样放入岩心夹持器中，并将夹持器围压加载至15MPa保持不变，并关闭夹持器出口端阀门；（2）将搅拌均匀的油基钻井液I（油基钻井液I经160℃老化16h）倒入釜体中，盖上釜体密封盖，并将釜体搅拌器打开，保持油基钻井液I在裂缝端面处于循环状态；（3）开启油基钻井液I的增压泵（恒压模式），将油基钻井液I的压力分别增加至1～10MPa，并将泵的累积进液量归零，每个压力下稳定15min；（4）开启仪器监测软件和岩心夹持器出口端阀门，计量不同时间点岩心出口端累计滤失液量和钻井液压力变化；（5）实验结束后将釜体压力和围压卸载，将釜体内的油基钻井液I放入废液桶，取出实验岩心，得到其正向承压能力数据；（6）将取出的岩心倒换方向放入岩心夹持器中，重复上述步骤，得到反向承压能力数据；（7）更换油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ、对比例油基钻井液，分别开展其他实验，步骤同（1）～（6），分别得到油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ、对比例油基钻井液的承压数据。
实验结果：油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ、对比例油基钻井液的正向承压能力及反向承压能力进行测试，实验结果见表7及表8。
表7 油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ、对比例油基钻井液的正向承压能力实验结果
表8 油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ、对比例油基钻井液的反向承压能力实验结果
从表7及表8可知，油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ及油基钻井液Ⅲ与对比例油基钻井液相比，油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ的正向承压能力及反向承压能力都大幅度提高，特别是反向承压能力，从1MPa提高到≥2MPa，反向承压能力提高了一倍以上，说明油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ及油基钻井液Ⅲ形成的封堵层更牢固。
4.适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的固结能力评价
分别将对比例油基钻井液、油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ加入老化罐中，再加入以龙马溪组破碎地层岩粉为主压制的人造岩心，经160℃滚动72h后，取出人造岩心，待人造岩心自然风干后，与未浸泡的人造岩心一起，使用单轴强度抗压测试仪，测试其单轴抗压强度。如果抗压强度越高，则固结能力越好，测试结果见表9。
表9 油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ、对比例油基钻井液的单轴抗压强度测试结果
| 1. 测试项目 | 2. 未浸泡的人造岩心 | 3. 对比例油基钻井液浸泡的人造岩心 | 4. 油基钻井液I浸泡的人造岩心 | 5. 油基钻井液Ⅱ浸泡的人造岩心 | 6. 油基钻井液Ⅲ浸泡的人造岩心 |
| 7. 单轴抗压强度（MPa） | 8. 183.82 | 9. 183.35 | 10. 186.68 | 11. 188.89 | 12. 187.82 |
从表9可知，对比例油基钻井液浸泡的人造岩心与未浸泡的人造岩心抗压强度相差不大，且略有降低，说明其没有强化人造岩心强度的作用，而油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ能明显增强人造岩心的抗压强度，说明油基钻井液I、油基钻井液Ⅱ、油基钻井液Ⅲ有较好的固结能力，能增加人造岩心的强度。
现场应用
本发明适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液，在自贡区块Z201H69平台及Z201H62平台多口井进行了现场试验，其中，在Z201H69-4井的具体实施如下：
1.三开油基钻井液施工情况
Z201H69-4井于2023年6月9日于3089m三开开钻，采用常规白油基钻井液钻进，于2023年6月20钻至3883.59m，起钻阻卡频繁，倒划眼时返出掉块较多，起钻困难，起出钻具后，对钻井液性能进行优化，引入有针对性的功能性防塌材料，将常规白油基钻井液转化为本发明的适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液，重点强化钻井液的防塌能力，于6月27日恢复正常钻进，井下正常，于9月13日钻达6309m顺利完钻。
2.性能优化情况
以常规白油基钻井液与新配白油基钻井液按1：1比例混合，其中，常规白油基钻井液包括以下组分：3#白油、氯化钙盐水、有机土、主乳化剂、辅助乳化剂、石灰、降滤失剂、1200目的超细碳酸钙、2400目的超细碳酸钙；其中，氯化钙盐水中，无水氯化钙的质量与清水的体积的体积重量比为25%；3#白油及氯化钙盐水按总体积100m3作为基液，各组分的份量为：3#白油90m3，氯化钙盐水10m3，有机土、主乳化剂、辅助乳化剂、石灰、降滤失剂、1200目的超细碳酸钙、2400目的超细碳酸钙按重量体积百分比在基液中的比例为：有机土为1%，主乳化剂为4%，辅助乳化剂为2%，石灰为3%，降滤失剂为5%，1200目的超细碳酸钙为2%，2400目的超细碳酸钙为2%。该常规白油基钻井液的密度为2.15g/cm3。
新配白油基钻井液包括以下组分：3#白油、氯化钙盐水、有机土、主乳化剂、辅助乳化剂、石灰、降滤失剂、封缝即堵强化剂、核壳型纳米封堵剂、油基井眼强化剂；其中，氯化钙盐水中，无水氯化钙的质量与清水的体积的体积重量比为25%；3#白油及氯化钙盐水按总体积100m3作为基液，各组分的份量为：3#白油90m3，氯化钙盐水10m3，有机土、主乳化剂、辅助乳化剂、石灰、降滤失剂、封缝即堵强化剂、核壳型纳米封堵剂、油基井眼强化剂按重量体积百分比在基液中的比例为：有机土为1%，主乳化剂为4%，辅助乳化剂为2%，石灰为3%，降滤失剂为5%，封缝即堵强化剂为2%，核壳型纳米封堵剂为4%，油基井眼强化剂XNFD-1为4%，新配白油基钻井液的密度为2.15g/cm3。
上述常规白油基钻井液的配制方法包括以下步骤：
步骤1，在两个空置且底部边通的泥浆罐中泵入3#白油90m3，开启搅拌器及加重泵，边搅拌边用加重泵循环，通过加重漏斗依次加入主乳化剂4吨、辅助乳化剂2吨，边搅拌并用加重泵循环2h，使主乳化剂、辅助乳化剂充分溶解分散均匀，得到油相；
步骤2，将10m3配制好的氯化钙盐水泵入油相中，搅拌并用加重泵循环3h，得到常规白油基钻井液油基乳液；取常规白油基钻井液油基乳液乳化后的液滴滴在玻璃板上观察，其液滴表面光滑、油亮，液滴上看不到游离水，则完成常规白油基钻井液油基乳液的配置；
步骤3，在所得到的常规白油基钻井液油基乳液中，边搅拌边用加重泵循环，通过加重漏斗依次加入有机土1吨、石灰3吨、降滤失剂5吨、1200目的超细碳酸钙2吨、2400目的超细碳酸钙2吨，边搅拌边用加重漏斗循环6h，再通过加重漏斗加入重晶石，边加重边用密度称测量其密度，当密度为2.15g/cm3停止加入重晶石，再边搅拌边用加重泵循环2h，得到常规白油基钻井液钻井液。
上述新配白油基钻井液的配制方法包括以下步骤：
步骤1，在两个空置且底部边通的泥浆罐中泵入3#白油90m3，开启搅拌器及加重泵，边搅拌边用加重泵循环，通过加重漏斗依次加入主乳化剂、辅助乳化剂，边搅拌并用加重泵循环2h，使主乳化剂、辅助乳化剂充分溶解分散均匀，得到油相；
步骤2，将10m3配制好的氯化钙盐水泵入油相中，边搅拌边用加重漏斗循环3h，得到新配白油基钻井液油基乳液；取新配白油基钻井液油基乳液乳化后的液滴滴在玻璃板上观察，其液滴表面光滑、油亮，液滴上看不到游离水，则完成新配白油基钻井液油基乳液的配置；
步骤3，在所得到的新配白油基钻井液油基乳液中，边搅拌边通过加重泵循环，通过加重漏斗依次加入有机土1吨、石灰3吨、降滤失剂5吨、封缝即堵强化剂2吨、核壳型纳米封堵剂4吨、油基井眼强化剂4吨，搅拌并用加重漏斗循环6h，再通过加重漏斗加入重晶石，至密度为2.15g/cm3停止加入重晶石，再搅拌循环2h，得到新配白油基钻井液钻井液。
上述常规白油基钻井液中，所述3#白油、氯化钙、有机土、主乳化剂、辅助乳化剂、石灰、降滤失剂、1200目的超细碳酸钙及2400目的超细碳酸钙的具体类型均与对比例的相同。
上述新配白油基钻井液中，所述3#白油、氯化钙盐水、有机土、主乳化剂、辅助乳化剂、石灰、降滤失剂、封缝即堵强化剂、核壳型纳米封堵剂、油基井眼强化剂的具体类型均与对实施例1~实施例3的相同。
将常规白油基钻井液、新配白油基钻井液两者混合，对常规白油基钻井液性能进行优化，形成适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液。
根据《GB/T 16783.2-2012石油天然气工业钻井液现场测试第二部分油基钻井液》对常规白油基钻井液、新配白油基钻井液及适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液分别进行降滤失性能、流变性能及电稳定性能进行测试；其中，老化条件为160℃×24h，HTHP FL/K测试条件为160℃，3.5MPa，其它性能测试条件为60℃。性能测试结果见表10。
表10 常规白油基钻井液、新配白油基钻井液、适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的性能的测试结果
从表10可知，经优化后，形成的适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液性能优于原井内使用的常规白油基钻井液，其滤失性能明显改善且高温高压泥饼变薄，中压滤失量（API FL）由1.4mL降低至0mL，高温高压滤失量（HTHP FL）由3.4ml降低至0.9ml，高温高压泥饼（HTHP K）由2.5mm降至1.5mm，引入封缝即堵强化剂、核壳型纳米封堵剂、油基井眼强化剂等功能性材料起到了明显的效果。
3.适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液体系维护
（1）根据所测适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的破乳电压及油水比，补充乳化剂、3#白油及氯化钙盐水，保持破乳电压及油水比（体积比）在70~90：30：10范围内。
（2）使用降滤失剂、封缝即堵强化剂、核壳型纳米封堵剂、油基井眼强化剂保持适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的高温高压滤失量（HTHPFL）≤1mL，高温高压泥饼（HTHP K）≤1.5mm；根据进尺快慢，补充降滤失剂、封缝即堵强化剂、核壳型纳米封堵剂、油基井眼强化剂，其质量比例1：1：1.5：2的比例，钻进每米加入量5.5Kg的加量，加入到适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液中进行维护，保持其在油基钻井液中的含量。
（3）钻井中注意观察岩屑返出情况，若有掉块返出或起下阻卡时，即时补充降滤失剂、封缝即堵强化剂、核壳型纳米封堵剂及油基井眼强化剂，按井下正常维护量增加一倍的加量进行维护。
4.适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的实施效果
试验井Z201H69-4井试验井段情况：试验井段3383.59-6309m，试验井段适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液钻井周期为77.79天，累计试验井段进尺2425.41m，试验井段水平段长2400m。工程施工情况：在使用旋转导向工具钻进过程中扭矩平稳，无憋卡等复杂情况，旋导钻进安全。
对比井Z201H69-5井（与Z201H69-4井同平台）三开施工情况：三开使用常规白油基钻井液施工，钻进井段3263-5742m，钻井周期为144.56天，累计三开进尺2479m，水平段长1812m。工程施工情况：在使用旋转导向工具钻进过程中经常憋停顶驱，旋导工具落井1套（旋导卡钻后解卡未成功），阻卡等复杂情况频发。
效果对比：
试验井与对比井相比：两口井钻井段长相当，均为2400余米；试验井水平段更长，达2400m；钻井周期节约64.47天，提速46.64%，未发生卡钻及旋导落井事故，钻进顺利，井下稳定，保证了安全钻井。由此可见，实验井采用有针对性的适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液，与常规白油基钻井液相比，其针对性更强，防塌能力更好，安全高效，经济性好。
Claims (10)
1.适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液，其特征在于，包括以下组分：3#白油、氯化钙盐水、主乳化剂、辅助乳化剂、降滤失剂、碱度调节剂、封缝即堵强化剂、核壳型纳米封堵剂、油基井眼强化剂、有机土和加重剂；按总体积为100份计，所述3#白油与氯化钙盐水的体积比为（70～90）：（30～10）；其中，氯化钙盐水中，无水氯化钙的重量与清水的体积的重量体积比为25%；以3#白油与氯化钙盐水的总体积为100mL计，有机土的含量为1～3g，主乳化剂的含量为2～4g，辅助乳化剂的含量为1～2g，碱度调节剂的含量为2～3g，降滤失剂的含量为3～6g，封缝即堵强化剂的含量为1～2g，核壳型纳米封堵剂的含量为2～3g，油基井眼强化剂的含量为2～4g，加重剂的含量满足加重后适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的密度达到2.0～2.4g/cm3的要求。
2.根据权利要求1所述适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液，其特征在于，所述主乳化剂为中石化石油工程技术研究院有限公司生产的低油水比油基主乳化剂SMEMUL-1，低油水比油基主乳化剂SMEMUL-1内包括润湿剂；辅助乳化剂为中石化石油工程技术研究院有限公司生产的低油水比油基辅助乳化剂SMEMUL-2，有机土为中石化南京化工研究院有限公司生产的油基钻井液用悬浮剂。
3.根据权利要求1所述适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液，其特征在于，所述降滤失剂为成都西油华巍科技有限公司生产的油基钻井液降滤失剂氧化沥青，所述碱度调节剂为钻井液用生石灰粉；所述加重剂为钻井液用一级重晶石粉。
4.根据权利要求1所述适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液，其特征在于，所述封缝即堵强化剂为四川新创能石油工程技术有限公司生产的钻井液用封缝即堵强化剂WEF-3000。
5.根据权利要求1所述适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液，其特征在于，所述核壳型纳米封堵剂的制备方法包括以下步骤：
S1，预乳液制备，向乳化釜中泵入1000kg去离子水，随后将30kg粒径为20纳米的纳米二氧化硅加入乳化釜，乳化釜以1000r/min的转速搅拌30min使纳米二氧化硅在去离子水中充分分散；完成分散后向乳化釜中添加3kg硅烷偶联剂KH570，以600r/min的转速搅拌，室温反应6h；随后将4000kg去离子水、70kg十二烷基硫酸钠和80kg辛基酚聚氧乙烯醚依次加入乳化釜中，以600r/min的速度搅拌10min充分溶解，完成溶解后将350kg丙烯酸丁酯和3000kg苯乙烯泵入乳化釜中，采用1000r/min的转速乳化30min，得到预乳液；
S2，乳化聚合反应，将步骤S1所得到的预乳液泵入反应釜中，反应釜搅拌转速保持100r/min，随后反应釜升温至70℃，向反应釜中加入3kg过硫酸钾作为引发剂进行引发聚合反应，聚合反应过程中温度维持在70～80℃，聚合反应10小时；聚合反应结束后冷却至室温，出料分装，得到具有不同粒径的核壳型纳米封堵剂。
6.根据权利要求1所述适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液，其特征在于，所述油基井眼强化剂的制备方法包括以下步骤：
步骤一，粒状材料制备：聚苯硫醚（PPS）通过熔融共混改性，即将聚苯硫醚（PPS）、聚氨酯（TPU）及纳米SiO2在高速混合机内共混15min，然后倒入双螺杆挤出机中，加入碳纤维（CF），共混搅拌50min，然后经双螺杆挤出机熔融，挤出造粒，再粉碎过筛，制成粒状材料；其中，粒状材料的密度为1.3～1.5g/cm3，其粒径为800nm～20μm；
步骤二，纤维材料制备：将玄武岩、绿泥石岩料按质量比为8：2的比例在机械粉碎机中混合粉碎成40～80目的微细颗粒，然后将之投入玄武岩熔炉中，在1500℃的温度下熔融混合均匀后，经合金拉丝漏板高速拉制形成纤维，通过聚醚改性有机硅SF309对所拉制形成的纤维进行表面浸润，提高纤维在钻井液的分散能力，最后烘干得到新型抗高温高强度纤维，经切割机加工成长度为5～30μm的纤维材料；其中，新型抗高温高强度纤维的密度为2.0～2.3g/cm3，直径为1～10μm；
步骤三，油基井眼强化剂成品制备：将粒状材料、纤维材料及2000目的弹性石墨按质量比为8:1:1的比例，置于高速混合机内充分混合，制得油基井眼强化剂。
7.根据权利要求6所述适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液，其特征在于，所述步骤一中，聚苯硫醚（PPS）为粉料，其粒度为300目；聚氨酯（TPU）为弹性体粒料；纳米SiO2的粒径为20～50nm；聚苯硫醚（PPS）、聚氨酯（TPU）及纳米SiO2的质量比为5：3：2；高速混合机内的温度为100℃；双螺杆挤出机内的温度大于等于300℃；碳纤维（CF）为粉料，其粒度为800目，其加入量为聚苯硫醚（PPS）、聚氨酯（TPU）及纳米SiO2的总质量的20%。
8.一种权利要求1～7任一项所述适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1，向3#白油中，边搅拌边依次加入主乳化剂、辅助乳化剂，搅拌使主乳化剂、辅助乳化剂充分溶解分散均匀，得到油相；
步骤2，向清水中，边搅拌边加入无水氯化钙，搅拌混合均匀，得到氯化钙盐水；
步骤3，边搅拌边将氯化钙盐水缓慢加入油相中，搅拌混合，充分搅拌乳化，得到油基乳液；
步骤4，向油基乳液中，边搅拌边加入有机土、碱度调节剂、降滤失剂、油基井眼强化剂、封缝即堵强化剂及核壳型纳米封堵剂，搅拌3～6h，再加加重剂加重至密度为2.0～2.4g/cm3，再搅拌循环，得到适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液。
9.根据权利要求8所述适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的制备方法，其特征在于，所述步骤1中，搅拌2h以上使主乳化剂、辅助乳化剂充分溶解分散均匀；所述步骤3中，搅拌混合3～6h。
10.根据权利要求8所述适用于深层页岩气破碎地层的防塌油基钻井液的制备方法，其特征在于，所述步骤4中，再搅拌循环2h以上。
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Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
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