水基无粘土强抑制钻井液 【技术领域】
本发明涉及石油钻井工程领域所用的一种钻井液，属于一种对水敏性泥页岩有极强抑制作用的钻井液。
背景技术
钻井液是在钻井过程中具有携带清除钻屑、冷却润滑钻头、平衡地层压力、保护井壁稳定及保护油层不受伤害等多种作用的工作流体，其性能直接影响到钻井效率、井下安全和成本控制，是钻井工程技术的重要组成部分。
在石油勘探开发中，由于工区分布广，钻遇的地层地质条件复杂，经过大量复杂井的钻井实践表明：泥页岩井段井壁不稳定问题一直是钻井工艺技术未能彻底解决的技术难题。在众多的难度井中，其难点就在于不能很好的解决泥页岩井壁的失稳问题，造成井下事故频繁、钻井液及钻井工程综合成本很高、损害油气层、工程报废等问题。如新疆准噶尔盆地南缘塔西河组及安集海组泥页岩井段均是极不稳定地层，霍8A井、安四井、独深一井、呼二井、西四井等井在这些地层都遇到了严重的井壁失稳问题。井壁失稳后，随后产生井下复杂情况，轻则划眼，下钻不到井底，重则卡钻，以至于报废井眼。从钻井液的角度看，在所有造成井壁不稳定的众多因素中，钻井液抑制性不强是其中最重要地因素。
钻井液是一种固体颗粒分布范围较宽的胶体悬浮体系。因此，在钻井施工过程中需要钻井液具有较好的胶体稳定性，也就是所谓的浆稳性，才不至于使钻井液中的固体颗粒发生沉降。目前水基钻井液体系通常由水、粘土及各种化学处理剂构成。粘土在水的作用下，分散成胶体颗粒，从而使钻井液具有一定的粘度和切力，保持了钻井液的浆稳性，是钻井液胶体稳定性的主要贡献者。在钻遇造浆性泥岩地层或水敏性泥岩地层时，一方面钻屑水化分散后不易通过固控设备清除出去，钻井液中固相含量增高，使钻井液性能变坏；同时又使机械钻速降低。另一方面泥岩地层吸水后易水化膨胀，造成缩经或水化分散后剥落掉块，严重时引起井壁坍塌。为了消除这些严重制约钻井施工安全顺利的因素，这就要求钻井液具有很强的抑制性，抑制泥岩的水化分散，最好的情况是泥岩不水化。然而从钻井液浆稳性的角度考虑，粘土水化有利于钻井液的浆稳性，因为钻井液的粘度和结构力是通过粘土水化后实现的。从钻井液抑制性方面考虑，要抑制粘土水化的发生。在同一钻井液体系里不可能既满足体系的强抑制性，又能满足粘土的充分水化来形成体系的骨架，这就形成了钻井液浆稳性和抑制性的一对矛盾。
【发明内容】
本发明的目的在于提供一种水基无粘土强抑制钻井液，解决钻井液浆稳性和抑制性的矛盾。
本发明提供的水基无粘土强抑制钻井液组成为：0.2％～0.5％的结构剂；0.8％～6％的至少一种降滤失剂；3％～25％的至少一种抑制剂；0.2％～0.8％的至少一种PH调节剂；余量为水。
式中，百分比是按添加剂重量占钻井液体积百分比计算。
结构剂为疏水聚合物，也可复配一定量的XC(生物聚合物)或CMC(羧甲基纤维素)。
疏水聚合物是一种在水溶性高分子聚合物的主链上引入少量疏水基团的新型水溶性聚合物。它除了具有普通高分子聚合物共有的特点，能够通过在粘土上发生吸附而起到抑制性之外，更重要的是，在其水溶液中，疏水基团由于疏水作用而发生聚集，使大分子链产生分子内和分子之间缔合。在稀溶液中以分子内缔合为主，溶液粘度较低。在临界缔合浓度以上时，以分子间缔合为主，形成具有一定强度的网状结构，从而表现出良好的增粘效果。在盐溶液中，由于盐的加入可增加溶剂的极性，疏水聚合物的疏水缔合作用更加显著，表现出明显的抗盐性。高的剪切作用能够破坏疏水缔合形成的网状结构，溶液的粘度下降，但在剪切作用降低或消除后，大分子链之间的物理交链又会重新形成，流体的粘度随即形成，因此疏水聚合物具有较好的触变性。疏水聚合物因为具有上述特点而能成为非常理想的结构剂。
由于结构剂(疏水聚合物)的加入，配合抑制剂就可以满足钻井液的强抑制性，配合降滤失剂就可以满足钻井液的浆稳性。
降滤失剂包括羧甲基淀粉、水解聚丙烯腈钠盐、水解聚丙烯腈钾盐、水解聚丙烯腈铵盐、磺化酚醛树脂、腐植酸多元共聚物。可单独使用，也可复配使用。
抑制剂包括乙酸钾、甲酸钾、氯化钾。可单独使用，也可复配使用。
pH调节剂包括氢氧化钠、氢氧化钾、石灰。氢氧化钠、氢氧化钾可单独使用，也可复配使用。石灰需要与氢氧化钠和氢氧化钾复配使用。
封堵剂包括磺化沥青、天然沥青粉及乳化沥青。可单独使用，也可复配使用。
加重剂为重晶石或铁矿粉。根据钻井液的密度高低来决定加重剂的加入量。
润滑剂为石油钻井工程领域内常用工业品。
本发明提供的水基无粘土强抑制钻井液采用常规方法配制即将各组分混合均匀而成。
本发明具有如下有益效果：
(1)解决了无粘土条件下，钻井液的结构力问题。形成了一套能够满足现场钻井工艺要求的新型水基无粘土强抑制钻井液。
(2)钻井液抑制泥页岩水化膨胀的能力特强，粘土或水敏性泥岩在这种体系中基本不水化；清水滚动回收率为41％的岩芯在本发明所提供的水基无粘土强抑制钻井液中加温滚动，其回收率可提高到99％以上。
(3)钻井液体系在抑制剂和封堵剂的协同作用下，无论是针对水敏性泥岩或硬碎性易散塌泥岩地层均具有极强的稳定井壁能力。
(4)钻井液中由于无人为加入的粘土粒子，固相含量相对较低，且在极强的抑制性环境下，再配合油层保护剂，能够最大限度地保护油气层。
【具体实施方式】
下面结合实例进一步说明本发明所提供的水基无粘土强抑制钻井液的组成及其性能，但并不限制本发明。
实施例1
由以下组分配制水基无粘土强抑制钻井液(％重量体积百分比)
水+0.4％疏水聚合物+0.8％CMS+2.5％磺化酚醛树脂+2.5％腐植酸多元共聚物+15％甲酸钾+0.3％氢氧化钾+0.5％石灰+4％乳化沥青+60％铁矿粉+0.8％润滑剂
实施例2
由以下组分配制水基无粘土强抑制钻井液(％重量体积百分比)
水+0.4％疏水聚合物+0.8％CMS+2.5％磺化酚醛树脂+2.5％腐植酸多元共聚物+12％氯化钾+0.3％氢氧化钾+0.5％石灰+4％乳化沥青+60％铁矿粉+0.8％润滑剂
实施例3
由以下组分配制水基无粘土强抑制钻井液(％重量体积百分比)
水+0.2％疏水聚合物+0.6％CMS+1.5％磺化酚醛树脂+1.5％腐植酸多元共聚物+3％甲酸钾+0.1％氢氧化钾+0.5％石灰+2％乳化沥青+60％铁矿粉+0.5％润滑剂
实施例4
由以下组分配制水基无粘土强抑制钻井液(％重量体积百分比)
水+0.2％疏水聚合物+0.6％CMS+1.5％磺化酚醛树脂+1.5％腐植酸多元共聚物+3％甲酸钾+0.1％氢氧化钾+0.5％石灰+0.5％润滑剂
实施例5
由以下组分配制水基无粘土强抑制钻井液(％重量体积百分比)
水+0.5％疏水聚合物+1.2％CMS+2.5％磺化酚醛树脂+2.5％腐植酸多元共聚物+25％甲酸钾+0.6％氢氧化钾+0.5％石灰+4％乳化沥青+0.8％润滑剂
水基无粘土强抑制钻井液性能表
钻井液 实验条件 D FL AV PV YP G 回收率 实例1 120℃热滚 1.52 4.5 78.5 54 24.5 2/5 99.6％ 实例2 120℃热滚 1.49 3.6 77 51 26 2/7.5 98.5％ 实例3 120℃热滚 1.51 4.2 75 49 26 3/10 90.5％ 实例4 120℃热滚 1.02 5.8 29 21 8 4/11 89％ 实例5 120℃热滚 1.18 3.0 41 31 10 2/8 99％
注：表中实验中所用岩芯清水滚动回收率为41％
D：钻井液密度，g/cm3
FL：API滤失量，ml
AV：钻井液表观粘度，mPa·s
PV：钻井液塑性粘度，mPa·s
YP：钻井液动切力，Pa
G：钻井液初切力/钻井液终切力，Pa