CN117965141A - 一种钻井组合物、水基钻井液 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种钻井组合物、水基钻井液，属于钻井液技术领域。本发明的钻井组合物，主要由以下质量份数的组分组成：黄原胶0.1～0.2份、预胶化淀粉1.5～2份、低粘聚阴离子纤维素0.5～1.0份、碱性化合物0.1～0.2份、胺基抑制剂1～2份、酯类润滑剂2～3份、KCl 5～7份、包被剂0.5～1.0份、碳酸钙8～12份、纳米乳液1～2份和胶束剂0.5～1.0份；所述碱性化合物为NaOH和/或KOH。本发明的钻井组合物不含膨润土，制备的水基钻井液具有较好的流变性、抗NaCl污染性、抗钻屑污染性、润滑性、降滤失性和储层保护性，形成的泥饼光滑致密，有利于井壁稳定以及井下安全。
Description
技术领域
本发明涉及一种钻井组合物、水基钻井液，属于钻井液技术领域。
背景技术
钻井液对钻井的重要性就好比血液对人类生命的重要性一样。因此，能否成功钻取一口油气井与钻井液性能的好坏密切相关。无黏土相钻井液(无固相钻井液)是不含黏土的钻井液，其是将高分子聚合物、高相对分子质量纤维素、生物聚合物、野生植物胶等物质加入清水中，通过一段时间的搅拌和静置而形成的。无固相钻井液与有固相钻井液相比，具有更好的携带和悬浮钻屑、润滑和减少阻力的作用，流动性更佳，不会对地层产生破坏。例如，中国专利文献CN101955760A公开了一种无固相钻井液，该无固相钻井液由水、黄原胶、羧甲基纤维素、润滑抑制剂、磺化沥青、超细碳酸钙和无渗透钻井液处理剂BST-II组成；以每100毫升水中加入量计算：黄原胶0.1～0.5g、羧甲基纤维素0.3～0.7g、润滑抑制剂3～10g、磺化沥青1～5g、超细碳酸钙1～5g、无渗透钻井液处理剂BST-II 1～3g。该无固相钻井液具有密度低、无固相、储层保护效果好等优点，但是存在泥饼虚、防塌能力差、易漏失、抗盐能力差，且磺化类封堵剂颜色深、毒性大、加量多等问题。
对现有的无固相钻井液和有固相钻井液进行比较分析可知，虽然无固相钻井液相较于有固相钻井液具有无毒、储层污染低、循环使用率高的优点，但是无固相钻井液由于在钻井过程中受到环境因素以及添加剂影响，并且钻井过程中形成的泥饼质量普遍较差，会对井下安全造成不利的影响。
发明内容
本发明的目的在于提供一种钻井组合物，可以解决目前无黏土相钻井液在钻井过程中存在易受环境以及添加剂影响且形成的泥饼质量普遍较差进而影响井下安全的问题。
本发明的另一个目的在于提供一种水基钻井液。
为了实现以上目的，本发明的钻井组合物所采用的技术方案为：
一种钻井组合物，主要由以下质量份数的组分组成：黄原胶0.1～0.2份、预胶化淀粉1.5～2份、低粘聚阴离子纤维素0.5～1.0份、碱性化合物0.1～0.2份、胺基抑制剂1～2份、酯类润滑剂2～3份、KCl 5～7份、包被剂0.5～1.0份、碳酸钙8～12份、纳米乳液1～2份和胶束剂0.5～1.0份；所述碱性化合物为NaOH或KOH；所述包被剂为两性离子聚合物包被剂FA-367；所述碳酸钙D90粒径不大于15μm；所述胶束剂为高分子表面活性剂。
本发明的钻井组合物不含膨润土，制备的水基钻井液具有较好的流变性、抗NaCl污染性、抗钻屑污染性、润滑性、降滤失性和储层保护性，形成的泥饼光滑致密，有利于井壁稳定以及井下安全。本发明的钻井组合物，原料易得，生产成本较低，在油气层钻井工程中具有广阔的应用前景。
优选地，所述碳酸钙由细碳酸钙和粗碳酸钙组成；所述细碳酸钙的D90粒径为6.5μm，所述粗碳酸钙的D90粒径为15μm。采用D90粒径为6.5μm和15μm的碳酸钙混合使用，具有多尺度封堵、改善泥饼质量的有益效果。
优选地，所述细碳酸钙和粗碳酸钙的质量比为(3～4):1。
可以理解的是，胺基抑制剂又称为胺基页岩抑制剂，是一类具有黏土分散抑制和页岩膨胀抑制能力的胺类化合物。优选地，所述胺基抑制剂的生产厂家为中石化华北石油工程有限公司，产品型号为HB-HPG。相比于其他胺基抑制剂，本发明所用的胺基抑制剂由有机胺经聚合而成，其在水中可以水解电离进而释放出有机阳离子，有机阳离子吸附在泥页岩表面，可有效抑制页岩水化膨胀和钻屑分散，从而显著提高钻井液的抑制性与井壁稳定性。同时HB-HPG产品本身呈电中性，因此该产品与钻井液具有很好的配伍性，克服了传统的有机阳离子聚合物钻井液体系的流变性与抑制性的矛盾问题，并且可以显著提高钻井液体系的搬土容量限(膨润土容量限)。
优选地，所述酯类润滑剂为植物油类润滑剂。本发明对植物油类润滑剂的类型没有限制，适用于水基钻井液的植物油类润滑剂均适用于本发明。
优选地，所述酯类润滑剂的生产厂家为肯优(苏州)应用化学有限公司，产品型号为LATIRATE。相比于其他酯类润滑剂，本发明所用的酯类润滑剂具有较好的降摩减阻效果，润滑系数降低率达85％以上。并且具有生物可降解、抗温能力强、和钻井液的配伍性好的优点。
优选地，所述纳米乳液的生产厂家为中石化华北石油工程有限公司，产品型号为HB-HNL。该纳米乳液是一种由水、油、表面活性剂和助表面活性剂等自发形成的透明或半透明的多分散相体系，具有良好的热稳定性和分散性，乳液粒径为50～500nm。相比于其他纳米乳液，本发明所用的纳米乳液对纳米孔径具有良好的封堵效果，能够体现出纳米乳液HB-HNL的纳米特性。
优选地，所述胶束剂为聚醚高分子表面活性剂。优选地，所述胶束剂的生产厂家为中石化华北石油工程有限公司，产品型号为HB-HSM。该胶束剂为嵌段共聚聚醚高分子表面活性剂，在水基钻井液中，胶束剂的亲水的极性基团向着水，疏水的碳氢键聚集在一起形成疏水内核的有序组合体，胶束的形状可呈球状、层状、棒状，其尺寸大小在1nm-100nm之间。相比于其他胶束剂，本发明所用的胶束剂在地层孔喉中相互聚集产生疏水胶团，能够快速封堵泥页岩纳米孔喉，阻止钻井液中的滤液向地层深部侵入，快速形成封堵，抑制页岩水化膨胀，提高钻井液的抑制性。
优选地，所述低粘聚阴离子纤维素的生产厂家为肯优(苏州)应用化学有限公司，产品型号为PAC-LV。相比于其他低粘聚阴离子纤维素，本发明所用的低粘聚阴离子纤维素具有纯度高、降失水性能稳定性好、加量小等优点。
本发明的水基钻井液所采用的技术方案为：
一种水基钻井液，主要由水和如上所述的钻井组合物组成。
本发明的水基钻井液中不含膨润土，具有较好的流变性、抗NaCl污染性、抗钻屑污染性、润滑性、降滤失性和储层保护性，且所形成的泥饼光滑致密，可保持井壁稳定以及井下安全，可更有效地保护储层。另外，本发明的水基钻井液在密度较低的情况下也具有较好的施工效果，从而可以提高机械钻速、保护油气层。
优选地，所述水的质量和钻井组合物中黄原胶的质量之比为100:(0.1～0.2)。本发明的水基钻井液的D50粒度为3.37～8.61μm。水基钻井液的粒度为上述范围，具有快速有效封堵泥页岩纳米孔喉，阻止钻井液中的滤液向地层深部侵入，抑制页岩水化膨胀，保持井壁稳定的有益效果。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明的技术方案进行进一步说明。
本发明实施例和对比例的钻井组合物中黄原胶的生产厂家为西安天正石油技术有限公司，产品型号为XC；预胶化淀粉的生产厂家为肯优(苏州)应用化学有限公司，产品型号为BIO-LOSE；低粘聚阴离子纤维素的生产厂家为肯优(苏州)应用化学有限公司，产品型号为PAC-LV；胺基抑制剂的生产厂家为中石化华北石油工程有限公司，产品型号为HB-HPG；酯类润滑剂的生产厂家为肯优(苏州)应用化学有限公司，产品型号为LATIRATE；纳米乳液的生产厂家为中石化华北石油工程有限公司，产品型号为HB-HNL；胶束剂的生产厂家为中石化华北石油工程有限公司，产品型号为HB-HSM；包被剂为两性离子聚合物包被剂FA-367。
本发明实验例1-6中所用的由实施例1-3、对比例1-15的钻井组合物制备的水基钻井液由包括以下步骤的方法制得：将实施例1-3、对比例1-15的钻井组合物与适量的水混合，得到水基钻井液；当采用实施例1-3的钻井组合物制备水基钻井液时，水的质量和实施例1-3的钻井组合物中的黄原胶的质量之比分别依次为100:0.1、100:0.15、100:0.2；当采用对比例1-15的钻井组合物制备水基钻井液时，水的质量和对比例1-15的钻井组合物中的黄原胶的质量之比均为100:0.1。
一、本发明的钻井组合物的具体实施例如下：
实施例1
本实施例的钻井组合物由以下质量份数的组分组成：黄原胶0.1份、预胶化淀粉1.5份、低粘聚阴离子纤维素0.5份、NaOH 0.1份、胺基抑制剂1份、酯类润滑剂2份、KCl5份、包被剂0.5份、碳酸钙8份、纳米乳液1份和胶束剂0.5份。本实施例的钻井组合物中所用的碳酸钙由细碳酸钙和粗碳酸钙组成，细碳酸钙的D90粒径为6.5μm，粗碳酸钙的D90粒径为15μm，细碳酸钙和粗碳酸钙的质量比为3:1。
实施例2
本实施例的钻井组合物由以下质量份数的组分组成：黄原胶0.15份、预胶化淀粉1.8份、低粘聚阴离子纤维素0.8份、NaOH 0.15份、胺基抑制剂1.5份、酯类润滑剂2.5份、KCl6份、包被剂0.8份、碳酸钙10份、纳米乳液1.5份和胶束剂0.8份。本实施例的钻井组合物中所用的碳酸钙由细碳酸钙和粗碳酸钙组成，细碳酸钙的D90粒径为6.5μm，粗碳酸钙的D90粒径为15μm，细碳酸钙和粗碳酸钙的质量比为4:1。
实施例3
本实施例的钻井组合物由以下质量份数的组分组成：黄原胶0.2份、预胶化淀粉2份、低粘聚阴离子纤维素1.0份、NaOH 0.2份、胺基抑制剂2份、酯类润滑剂3份、KCl 7份、包被剂1.0份、碳酸钙12份、纳米乳液2份和胶束剂1.0份。本实施例的钻井组合物中所用的碳酸钙由细碳酸钙和粗碳酸钙组成，细碳酸钙的D90粒径为6.5μm，粗碳酸钙的D90粒径为15μm，细碳酸钙和粗碳酸钙的质量比为3.5:1。
对比例1
本对比例的钻井组合物与实施例1的钻井组合物的区别仅在于，本对比例的钻井组合物中，预胶化淀粉的质量份数为1份。
对比例2
本对比例的钻井组合物与实施例1的钻井组合物的区别仅在于，本对比例的钻井组合物中，预胶化淀粉的质量份数为3份。
对比例3
本对比例的钻井组合物与实施例1的钻井组合物的区别仅在于，本对比例的钻井组合物中，NaOH的质量份数为0.05份。
对比例4
本对比例的钻井组合物与实施例1的钻井组合物的区别仅在于，本对比例的钻井组合物中，NaOH的质量份数为0.3份。
对比例5
本对比例的钻井组合物与实施例1的钻井组合物的区别仅在于，本对比例的钻井组合物中，胺基抑制剂的质量份数为0.5份。
对比例6
本对比例的钻井组合物与实施例1的钻井组合物的区别仅在于，本对比例的钻井组合物中，胺基抑制剂的质量份数为3份。
对比例7
本对比例的钻井组合物与实施例1的钻井组合物的区别仅在于，本对比例的钻井组合物中，酯类润滑剂的质量份数为1份。
对比例8
本对比例的钻井组合物与实施例1的钻井组合物的区别仅在于，本对比例的钻井组合物中，酯类润滑剂的质量份数为4份。
对比例9
本对比例的钻井组合物与实施例1的钻井组合物的区别仅在于，本对比例的钻井组合物中，碳酸钙的质量份数为6份。
对比例10
本对比例的钻井组合物与实施例1的钻井组合物的区别仅在于，本对比例的钻井组合物中，碳酸钙的质量份数为14份。
对比例11
本对比例的钻井组合物与实施例1的钻井组合物的区别仅在于，本对比例的钻井组合物中，纳米乳液的质量份数为0.5份。
对比例12
本对比例的钻井组合物与实施例1的钻井组合物的区别仅在于，本对比例的钻井组合物中，纳米乳液的质量份数为3份。
对比例13
本对比例的钻井组合物与实施例1的钻井组合物的区别仅在于，本对比例的钻井组合物中，胶束剂的质量份数为0.3份。
对比例14
本对比例的钻井组合物与实施例1的钻井组合物的区别仅在于，本对比例的钻井组合物中，胶束剂的质量份数为1.5份。
对比例15
本对比例的钻井组合物由水、黄原胶、羧甲基纤维素、润滑抑制剂、磺化沥青、超细碳酸钙和无渗透钻井液处理剂BST-II组成；以每100mL水中加入量计算：黄原胶0.3g、羧甲基纤维素0.4g、润滑抑制剂5g、磺化沥青2g、超细碳酸钙1g、无渗透钻井液处理剂BST-II2g；润滑抑制剂的生产厂家为北京奥凯立科技发展股份有限公司，产品型号为MEG，磺化沥青的生产厂家为河南省新乡市第七化工有限公司，产品型号为FF-1。
二、本发明的水基钻井液的具体实施例如下：
本实施例的水基钻井液由水和实施例1-3中任一钻井组合物组成；水的质量和实施例1-3的钻井组合物中的黄原胶的质量之比分别依次为100:0.1、100:0.15、100:0.2。
实验例1-3中的AV(表观粘度)、PV(塑性粘度)、动切力(YP)、静切力按照标准SY/T5621-93《钻井液测试程序》中规定的方法测试得到；常温中压滤失量(APIFL)、高温高压失水量(HTHPFL)按照标准GB/T 16783.1-2014/ISO10414-1:2008中规定的方法测试得到。
实验例1
为了初步评价实施例1-3的钻井组合物制备的水基钻井液的基本性能，分别测试各水基钻井液的密度、PV(塑性粘度)、动切力(YP)、静切力、常温中压滤失量(APIFL)、高温高压失水量(HTHPFL)和泥饼粘滞系数，观察记录常温中压滤失量测试实验中所得泥饼的外观和厚度，最后测试了高温高压失水量(HTHPFL)测试实验中所得泥饼的粘滞系数。其中，高温高压失水量(HTHPFL)在100℃下测试所得。测试结果如表1所示。
表1实施例1-3的钻井组合物制备的水基钻井液的基本性能
实验例2
为了评价实施例1-3和对比例1-15的钻井组合物制备的水基钻井液的抗NaCl污染性能，分别向各水基钻井液中加入一定量的NaCl，得到含有一定质量分数的NaCl的混合液，然后将混合液在80℃下热滚16h，再测试热滚后的混合液的流变性能和APIFL。含有不同质量分数NaCl的实施例1的钻井组合物制备的水基钻井液在热滚实验后测试所得的流变性能和APIFL以及含有质量分数为20％的NaCl的实施例2-3和对比例1-15的钻井组合物制备的水基钻井液在热滚实验后测试所得的流变性能和APIFL分别如表2-3所示。
表2实施例1的钻井组合物制备的水基钻井液的抗NaCl污染性能
表3实施例2-3和对比例1-15的钻井组合物制备的水基钻井液的抗20％NaCl污染性能
结果表明，实施例1-3的钻井组合物制备的水基钻井液的抗盐性能均明显优于对比例1～15的钻井组合物制备的水基钻井液的抗盐性能。
实验例3
为了评价实施例1-3和对比例1-15的钻井组合物制备的水基钻井液的抗钻屑污染性能，室内将新疆油田泥页岩钻屑烘干后粉碎，过100目筛，然后将筛下物分别添加到各水基钻井液中，再将含有钻屑的水基钻井液在80℃下热滚16h，最后测试热滚后的混合液的流变性能和APIFL。添加有不同质量分数钻屑的实施例1的钻井组合物制备的水基钻井液热滚后的流变性能和APIFL以及添加有质量分数为10％的钻屑的实施例2-3和对比例1-15的钻井组合物制备的水基钻井液热滚后的流变性能和APIFL分别如表4-5所示。
表4实施例1的钻井组合物制备的水基钻井液的抗钻屑污染性能
表5实施例2-3和对比例1-15的钻井组合物制备的水基钻井液的抗10％钻屑污染性能
结果表明，实施例1-3的钻井组合物制备的水基钻井液的钻屑污染性能均明显优于对比例1～15的钻井组合物制备的水基钻井液的钻屑污染性能。
实验例4
为了评价实施例1-3和对比例1-15的钻井组合物制备的水基钻井液的润滑性能，分别向各水基钻井液中加入一定量的重晶石，得到一定密度的钻井液，然后将钻井液进行常温中压滤失量(APIFL)测试实验，并测试实验中所得泥饼的厚度，最后将钻井液进行高温高压失水量(HTHPFL)测试实验，并采用高温高压摩阻评价装置测试实验中所得泥饼在120℃下的粘滞系数。其中，高温高压摩阻评价装置测试粘滞系数的测试过程中装置的具体参数为：测试时间2h，装置的压力为10MPa。不同密度的添加有重晶石的实施例1的钻井组合物制备的水基钻井液测定的泥饼厚度和泥饼粘滞系数和密度为2.00g/cm3的添加有重晶石的实施例2-3和对比例1-15的钻井组合物制备的水基钻井液测定的泥饼厚度和泥饼粘滞系数分别如表6-7所示。
表6不同密度的添加有重晶石的实施例1的钻井组合物制备的水基钻井液测定的泥饼厚度和泥饼粘滞系数
表7密度为2.00g/cm3的添加有重晶石的实施例2-3和对比例1-15的钻井组合物制备的水基钻井液测定的泥饼厚度和泥饼粘滞系数
| 钻井组合物 | 泥饼厚度(mm) | 泥饼粘滞系数 |
| 实施例2 | 1.28 | 0.0598 |
| 实施例3 | 1.28 | 0.0599 |
| 对比例1 | 1.32 | 0.0624 |
| 对比例2 | 1.32 | 0.0622 |
| 对比例3 | 1.32 | 0.0642 |
| 对比例4 | 1.32 | 0.0644 |
| 对比例5 | 1.33 | 0.0653 |
| 对比例6 | 1.33 | 0.0625 |
| 对比例7 | 1.32 | 0.0638 |
| 对比例8 | 1.30 | 0.0641 |
| 对比例9 | 1.31 | 0.0645 |
| 对比例10 | 1.30 | 0.0647 |
| 对比例11 | 1.32 | 0.0651 |
| 对比例12 | 1.32 | 0.0648 |
| 对比例13 | 1.32 | 0.0651 |
| 对比例14 | 1.32 | 0.0654 |
| 对比例15 | 1.33 | 0.0649 |
结果表明，实施例1-3的钻井组合物制备的水基钻井液在常温中压滤失量(APIFL)测试实验中所得泥饼的厚度均小于对比例1～15的钻井组合物制备的水基钻井液在常温中压滤失量(APIFL)测试实验中所得泥饼的厚度；并且实施例1-3的钻井组合物制备的水基钻井液在高温高压失水量(HTHPFL)测试实验中所得泥饼的粘滞系数均小于对比例1～15的钻井组合物制备的水基钻井液在高温高压失水量(HTHPFL)测试实验中所得泥饼的粘滞系数。
实验例5
利用JHDS-2高温高压动失水仪和渗透率梯度测试仪分别评价了实施例1-3和对比例1-15的钻井组合物制备的水基钻井液对储层岩心的损害程度，结果如表8-9所示。水基钻井液对储层岩心的损害程度的测试方法按照标准SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油气层室内评价方法》中的规定进行。
表8实施例1的钻井组合物制备的水基钻井液在不同暂堵实验条件下对不同岩心的损害程度
表9实施例2-3和对比例1-15的钻井组合物制备的水基钻井液在相同暂堵实验条件下对相同岩心的损害程度
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结果表明，实施例1-3的钻井组合物制备的水基钻井液对岩心损害后的渗透率恢复值均明显大于对比例1～15的钻井组合物制备的水基钻井液对岩心损害后的渗透率恢复值。
实验例6
为了评价普通水基钻井液、油基钻井液、实施例1-3和对比例1-15的钻井组合物制备的水基钻井液的热滚回收率，采用新疆油田夏子街组地层岩样做页岩滚动回收率试验，试验过程中，先将岩样过40目筛，再将质量为m1的筛余物与钻井液(100mL钻井液中加入20g筛余物)进行滚动实验，实验结束后，再将实验后的混合物过40目筛，然后将筛余物干燥，称重，称重所得结果即为回收质量m2，最后计算回收率R，R＝(m2/m1)×100％。实验结果如表10所示。
本实验例中所用的普通水基钻井液由100mL水、4g膨润土、6g NV-1、0.1g LV-CMC、0.2g BLZ-1、2g KJ-1、2g高酸溶磺化沥青和0.2g DS-301混合制成；NV-1为人工钠土，LV-CMC为低粘羧甲基纤维素钠盐，BLZ-1为民权县永胜钻井助剂有限公司生产的包被剂，KJ-1为民权县永胜钻井助剂有限公司生产的降滤失剂，DS-301为扬州润达油田化学剂有限公司生产的乳液高分子抑制剂。
本实验例中所用的油基钻井液由100mL基液(由5#白油和质量分数为20％的CaCl2水溶液按照质量比为80:20混合制成)、2g主乳化剂HMEMUL、1g辅乳化剂HMCOAT、1.5g润湿剂HMWET、2g CaO、2.5g有机土、2.5g降滤失剂MOTEX、0.2g提切剂HMHSV-4和适量重晶石制成，油基钻井液的密度为1.20g/cm3，HMEMUL、HMCOAT、HMWET、MOTEX、HMHSV-4的生产厂家均为湖北汉科新技术股份有限公司。
表10普通水基钻井液、油基钻井液、实施例1-3和对比例1-15的钻井组合物制备的水基钻井液的热滚回收率
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结果表明，实施例1-3的钻井组合物制备的水基钻井液具有较高的滚动回收率，可起到更好的稳定井壁效果。
Claims (10)
1.一种钻井组合物，其特征在于，主要由以下质量份数的组分组成：黄原胶0.1～0.2份、预胶化淀粉1.5～2份、低粘聚阴离子纤维素0.5～1.0份、碱性化合物0.1～0.2份、胺基抑制剂1～2份、酯类润滑剂2～3份、KCl 5～7份、包被剂0.5～1.0份、碳酸钙8～12份、纳米乳液1～2份和胶束剂0.5～1.0份；所述碱性化合物为NaOH或KOH；所述包被剂为两性离子聚合物包被剂FA-367；所述碳酸钙D90粒径不大于15μm；所述胶束剂为高分子表面活性剂。
2.如权利要求1所述的钻井组合物，其特征在于，所述碳酸钙由细碳酸钙和粗碳酸钙组成；所述细碳酸钙的D90粒径为6.5μm，所述粗碳酸钙的D90粒径为15μm。
3.如权利要求2所述的钻井组合物，其特征在于，所述细碳酸钙和粗碳酸钙的质量比为(3～4):1。
4.如权利要求1所述的钻井组合物，其特征在于，所述胺基抑制剂的生产厂家为中石化华北石油工程有限公司，产品型号为HB-HPG。
5.如权利要求1所述的钻井组合物，其特征在于，所述酯类润滑剂为植物油类润滑剂。
6.如权利要求1所述的钻井组合物，其特征在于，所述纳米乳液的生产厂家为中石化华北石油工程有限公司，产品型号为HB-HNL。
7.如权利要求1所述的钻井组合物，其特征在于，所述胶束剂为聚醚高分子表面活性剂。
8.如权利要求1-7中任一项所述的钻井组合物，其特征在于，所述胶束剂的生产厂家为中石化华北石油工程有限公司，产品型号为HB-HSM。
9.一种水基钻井液，其特征在于，主要由水和如权利要求1-8中任一项所述的钻井组合物组成。
10.如权利要求9所述的水基钻井液，其特征在于，所述水的质量和所述钻井组合物中黄原胶的质量之比为100:(0.1～0.2)。
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