CN117887433A - 一种用于弱胶结地层的水基微乳液及其制备方法和应用 - Google Patents

一种用于弱胶结地层的水基微乳液及其制备方法和应用 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种用于弱胶结地层的水基微乳液，其特征在于，包括以下质量份数的组分：水相100份，矿物油30‑50份，表面活性剂8‑25份，黏附胶结固壁剂2‑5份，微纳米油基封堵剂1‑3份，低活度调节剂2‑7份和抗盐结构稳定剂0.5‑2.5份。还涉及一种用于弱胶结地层的水基微乳液的制备方法和应用。

Description

一种用于弱胶结地层的水基微乳液及其制备方法和应用
技术领域
本发明涉及钻井工程井壁稳定工作液技术领域，尤其是涉及一种用于弱胶结地层的水基微乳液及其制备方法和应用。
背景技术
硬脆性泥页岩，尤其是破碎性泥页岩等井壁失稳问题目前依然是世界级技术难题。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、卡钻或坍塌问题尤其严重。因此目前普遍的思路是开发各种针对性功能产品强化钻井液的抑制和封堵性。
提高钻井液的封堵性是一种有效的思路，也是目前普遍采用的方法。但钻井液在压差作用下，水基钻井液难以达到零滤失，而且即使滤失量降低，但钻开地层的机械扰动也会破坏硬脆性尤其是破碎性地层的内部应力，降低岩石矿物的胶结性，从而导致钻井液浸入地层，破坏地层原始应力状态，引起井壁垮塌。
针对地层胶结性差，国内外有利用蜗牛贝壳吸附于岩石原理，研制仿生固壁剂，开发类似贻贝粘蛋白的，具有粘附功能的材料，可隔水吸附于岩石表面，同时具有一定的抑制性。或者利用高粘的凝胶类处理剂形成液体套管，这种处理剂也具有很强的胶凝粘附性质，可提高井壁的抗压强度，避免井壁垮塌。这两类物质共同的缺点是内聚力降低，在水中胶结性变差，且需高浓度才能对破碎性地层岩石起到一定的胶结效果，但高浓度加入严重影响钻井液性能稳定性，因此不足以应对弱胶结性地层的井壁失稳问题。因此，为了在零滤失不可避免的情况下有效提高滤液抑制性，在页岩地层的钻进通常使用油基钻井液，但油基钻井液存在很多缺点，如容易污染环境、成本高、存在安全隐患、气味对人身伤害大、后续处理费用高等，开发适用于泥页岩地层的水基钻井液仍是未来发展的方向。
微乳液是由油、水、乳化剂和电解质组成的一种热力学稳定的分散体，分散液滴极小，一般在10-100nm之间，具有超低的界面张力。由于微乳液自身较大的增容量、较高的稳定性、极低的界面张力，使得其在油基钻屑清洗、钻柱润滑解卡、三次采油中应用。随后该技术应用到钻井液领域，贝克休斯构建的TERRA-MAXHPWBM(高性能水基钻井液)体系中使用乳液技术对页岩的微/纳米孔隙封堵，达到良好的井壁稳定性和黏土分散抑制性，并且能减少扭矩和摩阻，提高钻速，达到降低总成本的目的。
《石油钻探技术》于2015年介绍了一种微乳液强抑制强封堵钻井液在SACHA区块的应用。以抑制性和封堵性为突破口，优选有机抑制剂SUPHIB为主抑制剂，吸附在黏土表面，通过与水分子竞争黏土的活性来降低黏土膨胀；半透膜剂MS和微乳液剂EX复配，在裸露岩石表面形成一层稳定致密的保护膜，封堵地层层理或微裂缝，阻止自由水或钻井液渗入地层中，抑制地层水化膨胀，防止井壁坍塌，保护油气层，形成微乳液强抑制强封堵钻井液配方，该钻井液在100℃/16h热滚后具有良好的抑制性能和封堵性能，对TENA层岩屑的回收率达到90％以上，膨胀率仅有1.32％，对高孔高渗储层岩心的封堵率达到900％。微乳液强抑制强封堵钻井液已经在厄瓜多尔SACHA区块的8口井进行了应用，均没有出现钻头泥包、起下钻遇阻、测井和下尾管阻卡等问题。其主要利用了微乳液的纳米级微粒加强对裂缝发育的泥页岩、页岩地层的封堵性能，通过降低滤失量抑制黏土分散，稳定井壁。其加量较低在2-5％，抗温在100℃左右，但是其也主要应用于陆地微裂缝发育页岩地层，不适合海相页岩或破碎性弱胶结页岩地层。
发明内容
本发明针对现有技术的不足提供了一种用于弱胶结地层的水基微乳液及其制备方法和应用。将高浓度油相溶于水相，配合胶凝型抗盐结构稳定剂，形成稳定的纳米级微乳液，同时采用低活度调节剂、油基封堵剂和黏附胶结固壁剂提升微乳液的封堵性、抑制性和对地层矿物的胶结性，从而形成一种可用于泥岩、页岩、泥页岩或油泥岩等弱胶结地层的水基微乳液。
为此，本发明第一方面提供了一种用于弱胶结地层的水基微乳液，包括以下质量份数的组分：水相100份，矿物油30-50份，表面活性剂8-25份，黏附胶结固壁剂2-5份，微纳米油基封堵剂1-3份，低活度调节剂2-7份和抗盐结构稳定剂0.5-2.5份。
在本发明的一些实施例中，所述水相包括淡水或海水。
在本发明的一些实施例中，所述淡水包括自来水或地层水。
在本发明的一些实施例中，所述矿物油包括白油、煤油、柴油中的一种或几种。
在本发明的一些实施例中，所述表面活性剂包括非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、两性离子表面活性剂中的至少两种。
在本发明的一些实施例中，所述表面活性剂包括非离子表面活性和阴离子表面活性剂。
根据本发明，所述非离子表面活性和阴离子表面活性剂的质量比为40-70:1。
在本发明的一些实施例中，所述表面活性剂包括非离子表面活性和两性离子表面活性剂。
根据本发明，所述非离子表面活性和两性离子表面活性剂的质量比为1:1-3。
在本发明的一些实施例中，所述非离子表面活性剂包括一元醇、脂肪酸、醇胺、脂肪醇聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚和山梨醇脂肪酸酯中的一种或几种。
根据本发明，所述非离子表面活性剂包括辛烷基苯酚聚氧乙烯醚-10、聚氧乙烯脂肪醇醚(AEO)、山梨醇酐单硬脂酸酯、山梨醇酐单油酸酯(SP-80)、失水山梨醇单油酸酯聚氧乙烯醚、失水山梨醇脂肪酸酯-80中的一种或几种。
在本发明的一些实施例中，所述阴离子表面活性剂包括烷基磺酸盐、烷基苯磺酸盐、烷基硫酸盐中的一种或几种。
根据本发明，所述阴离子表面活性剂包括十六烷基苯磺酸钠、十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸钠中的一种或几种。
在本发明的一些实施例中，所述两性离子表面活性剂包括甜菜碱类、Gemini型表面活性剂中的至少一种。
根据本发明，所述的两性离子表面活性剂包括十二烷基二甲基甜菜碱(BS-12)、耐温抗盐双子两性表面活性剂中的至少一种。
根据本发明，所述耐温抗盐双子两性表面活性剂采用申请号为CN201911295918.2的中国发明专利申请中公开的耐温抗盐双子两性表面活性剂。
在本发明的一些实施例中，所述微纳米油基封堵剂包括纳米球状凝胶封堵剂(MPA)、微米改性硅酸盐纤维(HPS)中的至少一种。
在本发明的一些实施例中，所述低活度调节剂包括无机盐或有机盐。
根据本发明，所述低活度调节剂包括氯化钠(NaCl)、氯化钾(KCl)、氯化钙(CaCl2)、氯化镁(MgCl2)、甲酸钠、甲酸钾、乙酸钠、乙酸钾中的至少一种。
在本发明的一些实施例中，所述抗盐结构稳定剂包括胶凝型抗盐结构稳定剂。
在本发明的一些实施例中，所述抗盐结构稳定剂包括氧化聚乙烯、聚苯乙烯、羟乙基甲基纤维素、松香中的一种或几种。
在本发明的一些实施例中，所述黏附胶结固壁剂包括黏附护壁剂、胶结固壁剂、促进剂。
在本发明的一些实施例中，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。
在本发明的一些实施例中，所述黏附护壁剂包括苯乙烯(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。
在本发明的一些实施例中，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。
在本发明的一些实施例中，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。
在本发明的一些实施例中，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。
在本发明的一些实施例中，所述交联剂为二烯丙基胺、丙二胺中的至少一种。
在本发明的一些实施例中，所述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。
在本发明的一些实施例中，所述促进剂为二价金属盐、三价金属盐中的至少一种。
在本发明的一些实施例中，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。
在本发明的一些实施例中，所述黏附胶结固壁剂的制备方法包括：将所述黏附护壁剂，与所述胶结固壁剂、所述促进剂搅拌混合均匀，得到黏附胶结固壁剂。
在本发明的一些实施例中，所述黏附护壁的制备方法包括以下步骤：
S1：将苯乙烯、丙烯酸丁酯和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)减压蒸馏，按照质量比，加入到蒸馏水中，调节pH值6～8，在惰性气体环境下搅拌1～2h后，水浴升温到60℃～90℃，得到混合物1；
S2：将混合物1中加入引发剂，反应3～4h，冷却至室温，保温2h，得到混合物2；
S3：将混合物2中加入阳离子结构剂，搅拌均匀，升温至50℃～70℃，得到混合物3；
S4：将混合物3中加入交联剂，反应2～4h后，过滤烘干，粉碎造粒，得到黏附护壁剂。
本发明第二方面提供了一种用于弱胶结地层的水基微乳液的制备方法，包括：
在水相中依次加入低活度调节剂、抗盐结构稳定剂、矿物油、表面活性剂、微纳米油基封堵剂和黏附胶结固壁剂进行搅拌混合。
在本发明的一些实施例中，在水相中加入低活度调节剂搅拌混合后升温至50-70℃，再依次加入抗盐结构稳定剂、矿物油、表面活性剂搅拌混合得到强抑制微乳液，再加入微纳米油基封堵剂和黏附胶结固壁剂搅拌混合。
根据本发明，所述方法包括以下具体步骤：
S1：在水相中加入低活度调节剂，搅拌2-3min后水浴升温至50-70℃，边搅拌边加入抗盐结构稳定剂，20-30min后在1000-1200rpm转速下加入矿物油，同速搅拌20-30min后加入表面活性剂，持续搅拌0.5-1h后得到强抑制微乳液A1；
S2：待得到的强抑制微乳液A1降温至30-40℃，再加入微纳米油基封堵剂，搅拌10-20min后再加黏附胶结固壁剂，持续搅拌5-10min后得到用于弱胶结地层的水基微乳液。
本发明第三方面提供了一种由第一方面提供的水基微乳液或由第二方面提供的方法制备的水基微乳液在陆相或海相的弱胶结地层中应用。
在本发明的一些实施例中，所述陆相或海相的弱胶结地层包括泥岩、页岩、泥页岩或油泥岩弱胶结地层。
在本发明的一些实施例中，所述陆相或海相的弱胶结地层包括硬脆性页岩地层、破碎性页岩地层或页岩与砂岩弱胶结地层。
根据本发明，所述应用包括在海相硬脆性页岩地层、破碎性页岩地层或页岩与砂岩弱胶结地层中水平井、大斜度井或大位移井的井型中的应用。
有益效果：
1.本发明将高浓度油相溶于水相，配合抗盐结构稳定剂，形成稳定的纳米级微乳液，同时采用低活度调节剂、油基封堵剂和黏附胶结固壁剂提升微乳液的封堵性、抑制性和对地层矿物的胶结性，从而形成一种可用于泥岩、页岩、泥页岩或油泥岩等弱胶结地层的水基微乳液。
2.本发明采用的胶凝型抗盐结构稳定剂具有两亲性，形成的胶体具有良好的抗拉伸和抗剪切效果，当高浓度油脂进入后，在表面活性剂作用下，经过中速剪切力，将油水界面牢固吸附，形成高稳定性、纳米级胶乳体系，其乳液稳定性不低于7d，D90在50-150nm之间。
3.本发明采用的微纳米油基封堵剂经过刚性架桥、柔性封堵，与采用的水基纳米级的黏附胶结固壁剂在井壁微裂缝形成双亲封堵层，且高浓度的纳米级可变性微乳粒子随之被压实，进入微裂缝内部，弹性填充并密封堵层，对页岩微裂缝形成致密封堵，减少滤液进入，提高井壁稳定性；其常温中压砂床浸入深度不高于46mm，高温高压砂床浸入深度不高于117mm。
4.本发明的水基微乳液中混入高浓度的油相后从整体结构提高了体系的抑制性，而少量的低活度调节剂不仅提高体系的稳定性，同时降低微乳液活度，进一步提高体系抑制性，其页岩回收率不低于99.2％，可高效阻止滤液中的水分子进入黏土矿物层间结构，防止因水化膨胀引起的井壁失稳。
5.本发明采用的黏附胶结固壁剂可以深入微裂缝内部，吸附胶结于矿物之间，提高页岩矿物之间的内聚力，从而提升井壁周围应力，防止井壁失稳；其搭接抗剪切强度不低于0.683MPa。
具体实施方式
为使本发明更加容易理解，下面将结合实施例来详细说明本发明，这些实施例仅起说明性作用，并不局限于本发明的应用范围。
本发明所使用试剂和材料，如下所示：
1.氯化钠、氯化钾、氯化钙、甲酸钾，均为分析纯，均购自国药集团化学试剂有限公司；
2.氧化聚乙烯，购自上海影佳实业发展有限公司，平均分子量60-500万；
3.松香，购自深圳吉田化工有限公司，松香115-120；
4.羟乙基甲基纤维素HEC，购自山东省肥城雨田化工有限公司，重均分子量为250-450万；
5.山梨醇酐单油酸酯SP-80，国药集团化学试剂有限公司；
6.辛烷基苯酚聚氧乙烯醚-10，代号OP-10，购自莱阳市康德化工有限公司；
7.聚氧乙烯脂肪醇醚AEO，购自山东柯普化工有限公司；
8.十六烷基苯磺酸钠，购自山东永旺化工有限公司，CAS号为25155-30-0；
9.十二烷基二甲基甜菜碱BS-12，购自山东济南泉研精细化工有限公司；
10.耐温抗盐双子两性表面活性剂，采用申请号为CN201911295918.2的中国发明专利一种耐温抗盐双子两性表面活性剂及其制备方法和应用中公开的耐温抗盐双子两性表面活性剂；
11.纳米球状凝胶封堵剂MPA，购置于中石化石油工程中原公司钻井工程技术研究院；
12.微米改性硅酸盐纤维HPS，购置于中石化石油工程中原公司钻井工程技术研究院；
13.粘附胶结固壁剂，采用申请号为CN202111285024.2的中国发明专利一种用于页岩弱胶结性地层的粘附胶结固壁剂、制备方法及其应用中公开的黏附胶结固壁剂；
14.柴油，购自中国石化销售股份有限公司湖北荆州石油分公司，牌号为柴油0#、5#或10#；
15.白油，购自中国石化集团资产经营管理有限公司荆门分公司，牌号为白油3#、5#、7#、10#或15#。
实施例1
本实施例提供了一种用于弱胶结地层的水基微乳液的制备方法，包括以下具体步骤：
S1：在100份淡水中加入氯化钾2份、氯化钙0.5份，搅拌3min后水浴升温至60℃，边搅拌边依次加入氧化聚乙烯0.5份、羟乙基甲基纤维素0.2份和松香0.5份，每个处理剂加入之间间隔30min，待充分混合均匀后，在1000rpm转速下加入白油30份，同速搅拌20min后加入山梨醇酐单油酸酯(SP-80)8份、辛烷基苯酚聚氧乙烯醚-10 4份和十六烷基苯磺酸钠0.2份，持续搅拌40min后得到强抑制微乳液A1。
S2：待得到的强抑制微乳液A1降温至30-40℃，再加入纳米球状凝胶封堵剂MPA 1份、微米改性硅酸盐纤维HPS 1份，搅拌5min后再加黏附胶结固壁剂2份，持续搅拌10min后得到用于弱胶结地层的水基微乳液。
本实施例提供的用于弱胶结地层的水基微乳液记作A。
实施例2
本实施例提供了一种用于弱胶结地层的水基微乳液的制备方法，与实施例1的制备方法相同，区别为：淡水替换为海水，氧化聚乙烯加入量为0.75份、羟乙基甲基纤维素加入量为0.3份。
本实施例提供的用于弱胶结地层的水基微乳液记作B。
实施例3
本实施例提供了一种用于弱胶结地层的水基微乳液的制备方法，包括以下具体步骤：
S1：在100份淡水中加入氯化钾2份、甲酸钾5份，搅拌2min后水浴升温至60℃，边搅拌边依次加入氧化聚乙烯0.5份、羟乙基甲基纤维素0.3份和松香0.8份，每个处理剂加入之间间隔20min，待充分混合均匀后，在1100rpm转速下加入柴油40份，同速搅拌30min后加入聚氧乙烯脂肪醇醚(AEO)5.5份、十二烷基二甲基甜菜碱(BS-12)11份，持续搅拌30min后得到强抑制微乳液A1。
S2：待得到的强抑制微乳液A1降温至30-40℃，再加入纳米球状凝胶封堵剂MPA 2份、微米改性硅酸盐纤维HPS 1份，搅拌5min后再加黏附胶结固壁剂3份，持续搅拌10min后得到用于弱胶结地层的水基微乳液。
本实施例提供的用于弱胶结地层的水基微乳液记作C。
实施例4
本实施例提供了一种用于弱胶结地层的水基微乳液的制备方法，与实施例3的制备方法相同，区别为：淡水替换为海水，氧化聚乙烯加入量为0.75份、羟乙基甲基纤维素加入量为0.5份。
本实施例提供的用于弱胶结地层的水基微乳液记作D。
实施例5
S1：在100份淡水中加入氯化钠2份、氯化钾5份，搅拌2min后水浴升温至60℃，边搅拌边依次加入氧化聚乙烯0.8份、聚苯乙烯0.3份和松香1.0份，每个处理剂加入之间间隔30min，待充分混合均匀后，在1000rpm转速下加入煤油50份，同速搅拌30min后加入聚氧乙烯脂肪醇醚(AEO)12份、耐温抗盐双子两性表面活性剂12份，持续搅拌30min后得到强抑制微乳液A1。
S2：待得到的强抑制微乳液A1降温至30-40℃，再加入纳米球状凝胶封堵剂MPA 2份、微米改性硅酸盐纤维HPS 1份，搅拌5min后再加黏附胶结固壁剂4份，持续搅拌10min后得到用于弱胶结地层的水基微乳液。
本实施例提供的用于弱胶结地层的水基微乳液记作E。
实施例6
本实施例提供了一种用于弱胶结地层的水基微乳液的制备方法，与实施例5的制备方法相同，区别为：淡水替换为海水，氧化聚乙烯加入量为1.0份、聚丙乙烯加入量为0.5份。
本实施例提供的用于弱胶结地层的水基微乳液记作F。
对比例1
本对比例提供了一种微乳液的制备方法，与实施例5的制备方法相同，唯一的区别为：不加入低活度调节剂的氯化钠和氯化钾。
本对比例提供的微乳液记作M1。
对比例2
本对比例提供了一种微乳液的制备方法，与实施例5的制备方法相同，唯一的区别为：不进行升温且不加入抗盐结构稳定剂的氧化聚乙烯、聚苯乙烯和松香。
本对比例提供的微乳液记作M2。
对比例3
本对比例提供了一种微乳液的制备方法，与实施例5的制备方法相同，唯一的区别为：不加入表面活性剂的聚氧乙烯脂肪醇醚(AEO)和耐温抗盐双子两性表面活性剂。
本对比例提供的微乳液记作M3。
对比例4
本对比例提供了一种微乳液的制备方法，与实施例5的制备方法相同，唯一的区别为：不加入微纳米油基封堵剂的纳米球状凝胶封堵剂MPA和微米改性硅酸盐纤维HPS。
本对比例提供的微乳液记作M4。
对比例5
本对比例提供了一种微乳液的制备方法，与实施例5的制备方法相同，唯一的区别为：不加入黏附胶结固壁剂。
本对比例提供的微乳液记作M5。
试验例1：粒径和抗剪切强度测试
(1)粒径测试：分别取实施例1-6提供的用于弱胶结地层的水基微乳液A-F、对比例1-5提供的微乳液M1-M5试样于水浴60℃环境静置7d后观测稳定性，并采用激光粒度分析仪(济南微纳颗粒技术公司)分别检测试样A-F、M1-M5的粒径D90；完成第一次粒径检测后，将试样A-F装入高温老化罐，在160℃热滚炉中老化16h后取出，自然冷却至60℃后进行第二次检测粒径D90并观察稳定性，试验结果见表1。
(2)搭接抗剪切强度测试：采用岩样搭接抗剪切设备，分别取实施例1-6提供的用于弱胶结地层的水基微乳液A-F、对比例1-5提供的微乳液M1-M5试样溶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60℃/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，将搭接试样对称地夹在试验机上下夹持器中；开动试验机，在搭接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，记录搭接试样在水中剪切破坏的最大负荷即为A-F、M1-M5试样溶液的搭接抗剪切强度；然后将剩余A-F试样溶液装入高温老化罐，在160℃热滚炉中热滚16h后取出，自然冷却至60℃后重复上述步骤，测试高温热滚后A-F、M1-M5试样溶液的搭接抗剪切强度，试验结果见表1。
表1粒径和搭接抗剪切强度测试
由表1可知，实施例1-6提供的用于弱胶结地层的水基微乳液A-F具有良好的稳定性，其粒径达到纳米级别，在50-150nm之间，具有良好的胶结护壁效果，其搭接抗剪切强度不低于0.683MPa。
试验例2：抑制和封堵性能测试
(1)抑制性测试：称取埕北30B-侧3井3400-3700m处油泥岩，分别浸泡于实施例1-6提供的用于弱胶结地层的水基微乳液A-F、对比例1-5提供的微乳液M1-M5试样溶液中，分别经160℃热滚16h后，测试页岩回收率数据，结果见表2。
(2)常温中压封堵性能测试：在装置井筒中加入350cm3的30-60目砂子，再倒入500cm3的实施例1-6提供的用于弱胶结地层的水基微乳液A-F、对比例1-5提供的微乳液M1-M5试样溶液，拧紧杯盖，采用FA型无渗透钻井液滤失仪(青岛海通达专用仪器厂)测试大气压力0.69MPa下，30min后A-F、M1-M5试样溶液侵入深度并记录，数据见表2。
(3)高温高压封堵性能测试：将1700cm3的30-60目砂子倒入可透视的泥浆杯中，用压力机使用4MPa的压力将其压实3min，再倒入约1500mL的实施例1-6提供的用于弱胶结地层的水基微乳液A-F、对比例1-5提供的微乳液M1-M5试样溶液，将上盖拧紧，采用Transparent-Filter-2高温高压可视型砂床滤失仪(青岛海通达)测试大气压力3.5MPa，温度160℃下，30min后A-F、M1-M5试样溶液的侵入深度并记录，数据见表2。
表2抑制和封堵性能测试
由表2可知，实施例1-6提供的用于弱胶结地层的水基微乳液A-F具有优良的抑制性和封堵性，页岩回收率都在90％以上，常温中压砂床浸入深度不高于46mm，高温高压砂床浸入深度不高于117mm。
试验例3：高温前后流变性和滤失量测试
采用ZNN-D6型六速旋转粘度计分别测试实施例1-6提供的用于弱胶结地层的水基微乳液A-F、对比例1-5提供的微乳液M1-M5试样的流变性；采用三联中压滤失仪分别测试实施例1-6提供的用于弱胶结地层的水基微乳液A-F、对比例1-5提供的微乳液M1-M5试样在0.69MPa、60℃下30min中的滤失量，具体数据见表3。
完成常温性能测试后，将实施例1-6提供的用于弱胶结地层的水基微乳液A-F试样装入高温老化罐，在160℃热滚炉中老化16h后取出，自然冷却至60℃后再次测试上述流变性和滤失量，具体数据见表3。
另外利用71型高温高压滤失仪测试大气压力3.5MPa，温度160℃下，实施例1-6提供的用于弱胶结地层的水基微乳液A-F试样的高温高压滤失量，具体数据见表3。
表3流变和滤失性能测试
由表3可知，实施例1-6提供的用于弱胶结地层的水基微乳液A-F可以抗温160℃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不高于4.8mL，高温高压滤失量不高于9.8mL。
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)

1.一种用于弱胶结地层的水基微乳液，其特征在于，包括以下质量份数的组分：水相100份，矿物油30-50份，表面活性剂8-25份，黏附胶结固壁剂2-5份，微纳米油基封堵剂1-3份，低活度调节剂2-7份和抗盐结构稳定剂0.5-2.5份。
2.根据权利要求1所述的水基微乳液，其特征在于，所述矿物油包括白油、煤油、柴油中的一种或几种。
3.根据权利要求1或2所述的水基微乳液，其特征在于，所述表面活性剂包括非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、两性离子表面活性剂中的至少两种；
优选地，所述表面活性剂包括非离子表面活性和阴离子表面活性剂；和/或，所述表面活性剂包括非离子表面活性和两性离子表面活性剂；
更优选地，所述非离子表面活性和阴离子表面活性剂的质量比为40-70:1；和/或，所述非离子表面活性和两性离子表面活性剂的质量比为1:1-3。
4.根据权利要求3所述的水基微乳液，其特征在于，所述非离子表面活性剂包括一元醇、脂肪酸、醇胺、脂肪醇聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚和山梨醇脂肪酸酯中的一种或几种；优选地，所述非离子表面活性剂包括辛烷基苯酚聚氧乙烯醚-10、聚氧乙烯脂肪醇醚、山梨醇酐单硬脂酸酯、山梨醇酐单油酸酯、失水山梨醇单油酸酯聚氧乙烯醚、失水山梨醇脂肪酸酯-80中的一种或几种；
和/或，所述阴离子表面活性剂包括烷基磺酸盐、烷基苯磺酸盐、烷基硫酸盐中的一种或几种；优选地，所述阴离子表面活性剂包括十六烷基苯磺酸钠、十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸钠中的一种或几种；
和/或，所述两性离子表面活性剂包括甜菜碱类、Gemini型表面活性剂中的至少一种；优选地，所述两性离子表面活性剂包括十二烷基二甲基甜菜碱、耐温抗盐双子两性表面活性剂中的至少一种。
5.根据权利要求1-4中任意一项所述的水基微乳液，其特征在于，所述微纳米油基封堵剂包括纳米球状凝胶封堵剂、微米改性硅酸盐纤维中的至少一种。
6.根据权利要求1-5中任意一项所述的水基微乳液，其特征在于，所述低活度调节剂包括无机盐或有机盐；优选地，所述低活度调节剂包括氯化钠、氯化钾、氯化钙、氯化镁、甲酸钠、甲酸钾、乙酸钠、乙酸钾中的至少一种。
7.根据权利要求1-6中任意一项所述的水基微乳液，其特征在于，所述抗盐结构稳定剂包括胶凝型抗盐结构稳定剂；优选地，所述抗盐结构稳定剂包括氧化聚乙烯、聚苯乙烯、羟乙基甲基纤维素、松香中的一种或几种。
8.一种用于弱胶结地层的水基微乳液的制备方法，其特征在于，包括：
在水相中依次加入低活度调节剂、抗盐结构稳定剂、矿物油、表面活性剂、微纳米油基封堵剂和黏附胶结固壁剂进行搅拌混合。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，在水相中加入低活度调节剂搅拌混合后升温至50-70℃，再依次加入抗盐结构稳定剂、矿物油、表面活性剂搅拌混合得到强抑制微乳液，再加入微纳米油基封堵剂和黏附胶结固壁剂搅拌混合。
10.一种权利要求1-7中任意一项所述的水基微乳液或由权利要求8或9所述的方法制备的水基微乳液在陆相或海相的弱胶结地层中应用；优选地，所述陆相或海相的弱胶结地层包括泥岩、页岩、泥页岩或油泥岩弱胶结地层；更优选地，所述陆相或海相的弱胶结地层包括硬脆性页岩地层、破碎性页岩地层或页岩与砂岩弱胶结地层；进一步优选地，所述应用包括在海相硬脆性页岩地层、破碎性页岩地层或页岩与砂岩弱胶结地层中水平井、大斜度井或大位移井的井型中的应用。
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