一种钻井液用抗高温纳微米封堵剂及其制备方法与流程

1.本发明属于石油与天然气钻井工程技术领域，具体涉及一种适用于裂缝性地层的钻井液用抗高温纳微米封堵剂及其制备方法。


背景技术：

2.钻井液强封堵技术是深井和超深井钻井工程中的关键技术之一。随着我国石油与天然气勘探开发逐渐向深层油气资源的拓展，对钻井液的高温封堵技术要求越来越严苛。深部地层地温梯度大，井底温度高，地层压力系数大，同时受挤压构造运动的影响，深部地层岩石微裂缝、微孔洞等较发育，因此，在实际钻井过程中易发生钻井液滤液，甚至是钻井液向裂缝性地层中的渗漏的情况，从而导致裸眼地层井壁的剥蚀、垮塌，井下钻具常出现频繁的蹩阻卡，严重时造成井下卡钻故障甚至井眼的报废。然而，在钻井液中加入可变形的封堵剂，尤其是可变性的纳微米封堵剂，可对深部裂缝性地层的纳微米裂缝孔隙进行有效封堵，能有效降低钻井液及其滤液在深部微裂缝性地层的渗漏，从而能够降低甚至有效避免由此而引起的钻井复杂事故。
3.目前，针对深部裂缝性地层的封堵，通常是在钻井液中加入传统沥青类等抗高温可变形封堵剂(如改性沥青或磺化沥青等处理剂)，同时在钻井液中加入超细碳酸钙等超细固体颗粒，以增强钻井液的封堵性能。如中国专利申请201811039787.7中公开了一种抗高温型油基钻井液承压封堵剂，以所述承压封堵剂为100重量份计，所述承压封堵剂包括5-15重量份氧化沥青、5-20重量份疏水改性的磺化沥青、3-5重量份硬质沥青、2-5重量份沥青树脂、5-20重量份疏水改性的纳米级或微米级氧化石墨、5-30重量份取代的苯乙烯丙烯酸酯共聚物和余量的疏水改性的纳米级或微米级刚性固体颗粒材料。但是，钻井施工实践表明，现场钻井液采用单一的传统沥青类等可变形封堵剂的封堵能力有限，针对更为细小的纳微米裂缝难以形成强封堵性致密泥饼，在压差作用下，钻井液及其滤液仍能在纳微米孔缝中渗漏，因此，难以对裂缝性地层(尤其是裂缝性地层中发育纳微米孔缝的情况)实现有效封堵，在钻井施工过程中仍经常导致多次回填侧钻，严重影响安全成井和钻井时效，而现有的钻井液用纳微米封堵剂，多适用于页岩气地层或泥页岩地层中的纳微米孔缝的封堵，通常具有良好的封堵性能。
4.目前针对纳微米封堵剂的研究也比较多，如文献(毛惠.疏水缔合聚合物/纳米二氧化硅降滤失剂的研制及作用机理[j].石油学报,2015,35(4):771-778)报道了利用纳米二氧化硅粒子改性聚合物材料，形成的聚合物基复合材料具有核壳结构，通过利用纳米二氧化硅的无机特性获得了抗温性能优良的以疏水缔合聚合物为主体的抗高温降滤失剂，实验结果表明，该聚合物基复合材料具有一定的纳微米封堵性能，但该新型材料属于抗高温钻井液用聚合物增粘降滤失剂，主要用于降低钻井液的滤失量，其主要用途并非用来增强钻井液的纳微米封堵性能。
[0005]
中国专利申请cn 105884954 a公开了一种抗温耐盐胶乳封堵剂及其制备方法，通过优化纳微米乳胶封堵剂的结构，利用疏水单体、亲水单体、乳化剂、缓冲剂、分子量调节
剂、保护剂、引发剂和水制备了一种抗170℃高温的具有核壳结构的乳胶封堵剂，该乳胶封堵剂用于钻井液时在高温高盐钻井环境下不易破乳、稳定性较高，该乳胶封堵剂主要应用于盐水钻井液中，在高盐条件下(4％饱和盐水试验浆中)具有较好的纳微米封堵性能，且其抗温性能达到170℃。
[0006]
中国专利申请cn 105199688 a公开了一种水基钻井液用智能纳微米封堵剂，通过选用智能高分子修饰的磁性纳米粒子，聚乙二醇，聚四氢呋喃二醇等原料，制备出了一种水基钻井液用智能纳微米封堵剂，该智能纳微米封堵剂的亲水性能和疏水性能会随着地层温度、钻井液ph值的不同，发生相应的变化，因而能在泥页岩地层钻井过程中，对井壁微小孔隙可进行物理封堵等作用，最终使得钻井液的阻水性能得到一定程度的提高。
[0007]
然而在实际应用中发现，此类封堵剂均具有一定的可变形作用，有些封堵剂的内核亦具有一定的弹性及可变形性，其在微裂缝中易在外部压力作用下而变形“逃逸”，纳微米封堵效果不佳，尤其是针对深部高温裂缝性地层的微裂缝封堵效果仍有待提高；同时现有纳微米封堵剂的抗高温能力不足，能够耐180℃以上高温的纳微米封堵剂很少，因此，这些纳微米封堵剂在应用于深部高温裂缝性复杂地层时，容易发生热降解、聚并沉降等现象，最终致使加入此类纳微米封堵剂的钻井液的纳微米封堵性能下降，纳微米微裂缝的封堵效果不理想。


技术实现要素：

[0008]
基于现有技术中存在的缺点和不足，本技术的目的在于提供一种适用于裂缝性地层的钻井液用抗高温纳微米封堵剂及其制备方法，所述的抗高温纳微米封堵剂因具有“核-幔-壳”结构而用于深井钻井液时在高温裂缝性地层钻井环境下不易因外部压力而“逃逸”，且抗高温稳定性和耐盐性能均较强，能够显著提高钻井液的纳微米封堵性能。
[0009]
具体的，一方面本发明提供了一种适用于裂缝性地层的钻井液用抗高温纳微米封堵剂，所述抗高温纳微米封堵剂包括以下原料：亲水性纳米二氧化硅、疏水性烯基单体、亲水性烯基单体、乳化剂、ph调节剂、硅烷偶联剂、引发剂和自来水；
[0010]
所述抗高温纳微米封堵剂，相对于100重量份的所述疏水性烯基单体，所述亲水性纳米二氧化硅的含量为1-20重量份，所述亲水性烯基单体的含量为10-40重量份，所述乳化剂含量为0.5-5重量份，所述ph调节剂的含量为0.05-5重量份，所述硅烷偶联剂的含量为0.01-5重量份，所述引发剂的含量为0.05-3.5重量份，所述自来水的含量为50-200重量份。
[0011]
在一些优选实施方案中，所述抗高温纳微米封堵剂的颗粒具有“核-幔-壳”结构，其中所述抗高温纳微米封堵剂颗粒的“核”包括由经硅烷偶联剂改性的亲水性纳米二氧化硅而成；所述抗高温纳微米封堵剂颗粒的“幔”包括由较多疏水性烯基单体和极少量的亲水性单体通过自由基聚合而形成的难溶性疏水缔合聚合物；所述抗高温纳微米封堵剂颗粒的“壳”包括由较少量的疏水性烯基单体和较多含量的亲水性单体通过自由基聚合而形成的水溶性疏水缔合聚合物。
[0012]
在另一些优选实施方案中，所述的疏水性烯基单体选自丙烯酰吗啉、苯乙烯、丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸甲酯、丙烯酸丁酯和甲基丙烯酸丁酯种的一种或多种。
[0013]
在另一些优选实施方案中，所述的亲水性烯基单体选自丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酸钠、马来酸酐、n-乙烯基吡咯烷酮和苯乙烯磺酸钠中的一种或多种。
[0014]
在另一些优选实施方案中，所述的亲水性纳米二氧化硅选自粒径为10nm-100nm的纳米二氧化硅。
[0015]
在另一些优选实施方案中，所述的乳化剂为山梨醇酐单油酸酯、烷基酚聚氧乙烯醚和十二烷基硫酸钠中的一种或多种。
[0016]
在另一些优选实施方案中，所述的引发剂选自偶氮二异丁脒唑啉盐酸盐、偶氮二异丁基脒盐酸盐、偶氮二氰基戊酸或偶氮二异丙基咪唑啉、过硫酸铵和亚硫酸氢钠中的一种或两种。
[0017]
在另一些优选实施方案中，所述的纳微米封堵剂的平均粒径为50nm-400nm，且平均粒径范围可调节。
[0018]
在另一些优选实施方案中，所述的硅烷偶联剂为正硅酸四乙酯。
[0019]
在另一些优选实施方案中，所述的ph调节剂为碳酸氢钠。
[0020]
另一方面，本发明还提供了上述适用于深井裂缝性地层的钻井液用抗高温纳微米封堵剂的制备方法，所述方法包括以下步骤：
[0021]
(1)将90重量份的疏水性烯基单体、0-10重量份的亲水性烯基单体、0.5-3.5重量份的乳化剂和45-50重量份的自来水混合搅拌制成第一混合液；
[0022]
(2)将剩余重量份的疏水性烯基单体、剩余重量份的亲水性烯基单体、0.5-2重量份的乳化剂和50-110重量份的自来水混合搅拌制成第二混合液；
[0023]
(3)将10-15重量份的自来水和全部引发剂混合制成第三混合液；
[0024]
(4)将ph调节剂、硅烷偶联剂、纳米二氧化硅和剩余的自来水混合搅拌、超声波处理20min后制成第四混合液；
[0025]
(5)将第四混合液加入到容器中搅拌混合均匀，加热升温至68-72℃并在惰性气体保护下搅拌30min；然后开始滴加步骤(1)中得到的第一混合液，并同时滴加步骤(3)中得到的第三混合液，保持反应容器温度不变；当第一混合液滴加完成后，保温50-70min，然后开始加入步骤(2)中得到的第二混合液并同时开始滴加剩余量的第三混合液；所述第二混合液滴加完成后，在80-85℃保温4h后即得所述抗高温纳微米封堵剂。
[0026]
上述步骤(5)中第一次滴加的所述第三混合液与第二次滴加的所述第三混合液的重量比为3﹕2，且两次滴加时间分别控制在40-50min和30min。
[0027]
本技术实施例中提供的所述抗高温纳微米封堵剂，较一般的聚合物乳胶或聚合物基纳微米封堵剂在深部裂缝性地层中具有更好的纳微米封堵性能和抗温耐盐能力，抗温能力超过180℃。这主要是由于：刚性纳米二氧化硅粒子与聚合物所组成的复核材料能够结合刚性粒子与聚合物的特性，使得复核材料具有更优异的热稳定性；刚性纳米二氧化硅组成的“硬核”、疏水聚合物所组成的“幔”和亲水性聚合物外“壳”使得所述纳微米封堵剂的内核在外部压力存在下能够在纳微米裂缝中卡住保持不变形，在纳微米裂缝中能够保证在空间上封堵孔、缝，而外部结构“幔”和“壳”能够在外部压力作用下，能够通过变形挤入纳微米裂缝；疏水性烯基单体和亲水性烯基单体聚合生成的疏水缔合聚合物具有更优良的抗温性能及耐盐性能；此外，该抗高温纳微米封堵剂的“核-幔-壳”结构的外层“壳”为强亲水性外壳，含有较多的强水化基团及吸附基团，含有强亲水性抗高温耐盐基团，一方面能够将纳微米颗粒强有力的吸附在微裂缝壁面，使其不易在微裂缝中逃逸，另一方面又可以提高该纳微米封堵剂在钻井液中的配伍性，同时提高该抗高温纳微米封堵剂的表层水化膜厚度及抗温
耐盐性能。
[0028]
相对于现有技术，本发明的有益效果在于：
[0029]
(1)在深井复杂裂缝性地层钻进施工过程中，本发明提供的抗高温纳微米封堵剂呈现出具有一定粒径范围分布的纳微米颗粒，内部刚性“核”具有不可变性特性，外部“幔”和“壳”具有一定的可变形特性。钻井施工过程中，在井底钻井液柱压力作用下，该抗高温纳微米封堵剂中可变形的部分易被挤入纳微米尺度单位的微裂缝、孔中，从而起到封堵纳微米裂缝、降低钻井液渗漏量的作用；
[0030]
(2)本发明中提供的抗高温纳微米封堵剂是一种“核-幔-壳”结构的无机/有机复合材料纳微米封堵剂，其内核为经改性的纳米二氧化硅刚性“硬核”，其中间层为疏水聚合物形成的可变形弹性层，其外层为疏水缔合聚合物，外壳中所含有特定的功能基团，所携带的水化基团和吸附基团能够与微裂缝中的岩石矿物等形成较强的相互作用，增强该可变形纳微米封堵剂在微裂缝中的停滞作用，结合微裂缝对纳微米颗粒的阻挡作用，其能够极大的封堵纳微米裂缝，降低深部裂缝性地层钻井液的渗漏量，从而减小或消除因钻井液的渗漏而造成的井壁失稳等井下复杂情况。
附图说明
[0031]
图1是实施例1中制备的适用于深井裂缝性地层的钻井液用抗高温纳微米封堵剂的tem图片；
[0032]
图2是实施例1中制备的适用于深井裂缝性地层的钻井液用抗高温纳微米封堵剂在泥饼表面的sem图片；
[0033]
图3是实施例1中制备的适用于深井裂缝性地层的钻井液用抗高温纳微米封堵剂的粒径分布；
[0034]
图4是实施例1中制备的适用于深井裂缝性地层的钻井液用抗高温纳微米封堵剂在实验浆中经150℃老化16h后的各实验浆的ppa实验结果；
[0035]
图5是实施例1中制备的适用于深井裂缝性地层的钻井液用抗高温纳微米封堵剂在实验浆中经150℃老化16h后的各实验浆的滤液体积与时间平方根的关系图；
[0036]
图6是实施例1中制备的适用于深井裂缝性地层的钻井液用抗高温纳微米封堵剂在实验浆中经180℃老化16h后的各实验浆的滤液体积与时间平方根的关系图；
[0037]
图7是实施例1中制备的适用于深井裂缝性地层的钻井液用抗高温纳微米封堵剂在实验浆中经180℃老化16h后的各对比实验浆的滤液体积与时间平方根的关系图；
[0038]
图8是实施例1中制备的适用于深井裂缝性地层的钻井液用抗高温纳微米封堵剂在实验浆中经180℃老化16h后的各对比实验浆的ppa实验结果；
[0039]
图9是实施例1中制备的适用于深井裂缝性地层的钻井液用抗高温纳微米封堵剂在泥页岩样品中的压力传递效果评价实验结果。
具体实施方式
[0040]
下面通过具体实施例来描述本技术的实施方式，本领域的技术人员应当认识到，这些具体的实施例仅为表明达到本技术的目的而选择的具体实施方案，并不是对本技术技术方案的限制。
[0041]
基础实施例一种钻井液用抗高温纳微米封堵剂
[0042]
所述抗高温纳微米封堵剂由下列原料制备获得，所述原料包括亲水性纳米二氧化硅、疏水性烯基单体、亲水性烯基单体、乳化剂、ph调节剂、硅烷偶联剂、引发剂和自来水。
[0043]
其中，相对于100重量的所述疏水性烯基单体，所述亲水性纳米二氧化硅的含量为1-20重量份，所述亲水性烯基单体的含量为10-40重量份，所述乳化剂含量为0.5-5重量份，所述ph调节剂的含量为0.05-5重量份，所述硅烷偶联剂的含量为0.01-5重量份，所述引发剂的含量为0.05-3.5重量份，所述自来水的含量为50-200重量份。
[0044]
所述抗高温纳微米封堵剂的颗粒具有“核-幔-壳”结构，其中所述抗高温纳微米封堵剂颗粒的“核”包括经硅烷偶联剂改性的亲水性纳米二氧化硅“硬核”。
[0045]
所述抗高温纳微米封堵剂颗粒的“幔”包括由较多疏水性烯基单体和极少量的亲水性单体通过自由基聚合而形成的难溶性疏水缔合聚合物。
[0046]
所述抗高温纳微米封堵剂颗粒的“壳”包括由较少量的疏水性烯基单体和较多含量的亲水性单体通过自由基聚合而形成的水溶性疏水缔合聚合物。
[0047]
所述的抗高温纳微米封堵剂，其中，所述的疏水性烯基单体选自丙烯酰吗啉、苯乙烯、丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸甲酯、丙烯酸丁酯和甲基丙烯酸丁酯种的一种或多种。
[0048]
所述的亲水性烯基单体选自丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酸钠、马来酸酐、n-乙烯基吡咯烷酮和苯乙烯磺酸钠重金属的一种或多种。
[0049]
所述的亲水性纳米二氧化硅选自粒径为10nm-100nm的亲水性纳米二氧化硅。
[0050]
所述的抗高温纳微米封堵剂，其中，所述乳化剂为山梨醇酐单油酸酯、烷基酚聚氧乙烯醚和十二烷基硫酸钠中的一种或多种。
[0051]
所述的抗高温纳微米封堵剂，其中，所述引发剂选自偶氮二异丁脒唑啉盐酸盐、偶氮二异丁基脒盐酸盐、偶氮二氰基戊酸或偶氮二异丙基咪唑啉、过硫酸铵、亚硫酸氢钠中的一种或两种组合。
[0052]
所述纳微米封堵剂的平均粒径为50nm-400nm，且平均粒径范围可调节。
[0053]
所述的硅烷偶联剂为正硅酸四乙酯。
[0054]
在本技术实施方式中，所述的ph调节剂为碳酸氢钠。
[0055]
所述的适用于深井裂缝性地层的钻井液用抗高温纳微米封堵剂的制备方法，所述方法包括：
[0056]
(1)将90重量份的疏水性烯基单体、0-10重量份的亲水性烯基单体、0.5-3.5重量份的乳化剂和45-50重量份的自来水混合搅拌制成第一混合液；
[0057]
(2)将剩余重量份的疏水性烯基单体、剩余重量份的亲水性烯基单体、0.5-2重量份的乳化剂和50-110重量份的自来水混合搅拌制成第二混合液；
[0058]
(3)将10-15重量份的自来水和全部引发剂混合制成第三混合液；
[0059]
(4)将ph调节剂、硅烷偶联剂、纳米二氧化硅和剩余的自来水混合搅拌、超声波处理20min后制成第四混合液；
[0060]
(5)将第四混合液加入到容器中搅拌混合均匀，加热升温至68-72℃并在惰性气体保护下搅拌30min；然后开始滴加步骤(1)中得到的第一混合液，并同时滴加步骤(3)中得到的第三混合液，保持反应容器温度不变；当第一混合液滴加完成后，保温50-70min，然后开始加入步骤(2)中得到的第二混合液并同时开始滴加剩余量的第三混合液；所述第二混合
液滴加完成后，在80-85℃保温4h后即得所述抗高温纳微米封堵剂。
[0061]
上述步骤(5)中第一次滴加的所述第三混合液与第二次滴加的所述第三混合液的重量比为3﹕2，且两次滴加时间分别控制在40-50min和30min。
[0062]
实施例1一种钻井液用抗高温纳微米封堵剂
[0063]
其制备方法包括以下步骤：
[0064]
(1)向烧杯一中加入以下原料：甲基丙烯酸甲酯70g，丙烯酰吗啉20g，自来水45g，山梨醇酐单油酸酯2.3g，然后经高速搅拌后制成第一混合液；
[0065]
(2)向烧杯二中加入以下原料：10g丙烯酸甲酯，2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸6g，丙烯酰胺2g，山梨醇酐单油酸酯1g，烷基酚聚氧乙烯醚0.5g，自来水50g，然后经高速搅拌后制成第二混合液；
[0066]
(3)向烧杯三中加入以下原料：自来水15g，偶氮二异丁脒唑啉盐酸盐0.2744g，然后经搅拌均匀后制成第三混合液；
[0067]
(4)向烧杯四中加入以下原料：碳酸氢钠0.3g，正硅酸四乙酯4.2g，粒径为12nm的亲水性纳米二氧化硅1.2g，自来水30g，然后经高速搅拌后超声波处理20min后制成第四混合液；
[0068]
(5)向500ml三口反应烧瓶中倒入第四混合液，搅拌，将三口烧瓶升温至70℃，在氮气气氛保护下搅拌30min；
[0069]
在搅拌和氮气气氛保护下向三后烧瓶中同时滴加第一混合液和9ml的第三混合液，40min内滴加完毕，然后70℃保温50min；
[0070]
将第二混合液和剩余的第三混合液滴加至三口烧瓶中，30min内滴加完毕，然后升高三口烧瓶温度至80℃，保温4h，后降温至室温，出料。
[0071]
实施例2一种钻井液用抗高温纳微米封堵剂
[0072]
其制备方法包括以下步骤：
[0073]
(1)向烧杯一中加入以下原料：苯乙烯90g，自来水50g，山梨醇酐单油酸酯3g，然后经高速搅拌后制成第一混合液；
[0074]
(2)向烧杯二中加入以下原料：10g丙烯酸甲酯，2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸9g，山梨醇酐单油酸酯1g，烷基酚聚氧乙烯醚0.5g，自来水70g，然后经高速搅拌后制成第二混合液；
[0075]
(3)向烧杯三中加入以下原料：自来水30g，过硫酸铵0.14g，偶氮二异丁脒唑啉盐酸盐0.1325g，然后经搅拌均匀后制成第三混合液；
[0076]
(4)向烧杯四中加入以下原料：碳酸氢钠0.3g，正硅酸四乙酯5g，粒径为12nm的亲水性纳米二氧化硅1.2g，自来水30g，然后经高速搅拌后超声波处理20min后制成第四混合液；
[0077]
(5)向500ml三口反应烧瓶中倒入第四混合液，搅拌，将三口烧瓶升温至70-75℃，在氮气气氛保护下搅拌30min；
[0078]
在搅拌和氮气气氛保护下向三后烧瓶中同时滴加第一混合液和20ml的第三混合液，40min内滴加完毕，然后75℃保温50min；
[0079]
将第二混合液和剩余的第三混合液滴加至三口烧瓶中，30min内滴加完毕，然后升高三口烧瓶温度至85℃，保温4h，后降温至室温，出料。
[0080]
效果试验
[0081]
试验例1、透射电镜检测
[0082]
用透射电镜(tem)观测实施例1所制备的0.2％浓度的纳微米封堵剂的微观形态，如图1所示。从图1可知，制备的纳微米封堵剂呈球状，粒径约300nm。
[0083]
试验例2、场发射扫描电镜检测
[0084]
用场发射扫描电镜(sem)观测实施例1所制备的纳微米封堵剂在泥饼上的微观形态，如图2所示。从图2可知，制备的纳微米封堵剂在泥饼表面聚集，表明其适用于微裂缝封堵。
[0085]
试验例3、malvern粒径分布仪检测
[0086]
用malvern粒径分布仪对实施例1制备的纳微米封堵剂的粒径分布进行测试，结果如图3所示。从图3可知，制备的纳微米封堵剂的粒径分布在185-422nm，平均粒径约为300nm，表明其适用于纳微米微裂缝的封堵。
[0087]
试验例4、测试砂盘封堵能力评价：
[0088]
借助低渗砂盘(ppa砂盘)封堵性能评价仪，采用滤芯编号12114301d(400md低渗砂盘)、7mpa、180℃评价条件下基础配方和加有抗高温纳米封堵剂配方经180℃/16h老化后对400md低渗砂盘的封堵性能。
[0089]
预水化淡水基浆的配制：在高搅杯中加入400ml自来水，在8000转/分钟搅拌速度下依次加入0.8g无水碳酸钠和16g钻井液用二级膨润土，搅拌2小时，密闭静置24小时即为预水化的淡水基浆。
[0090]
测试方法：分别取5份预水化的淡水基浆400ml，编号分别记为1#、2#、3#、4#和5#试验浆，将5个试验浆在8000转/分钟的搅拌速度下高速搅拌均匀，然后分别加入0％、1％、2％、3％和4％重量的实施例1制备的纳微米封堵剂样品，高速搅拌20分钟，然后测该试验浆分别经180℃老化16h后的流变性(表观粘度av、塑性粘度pv和动切力yp)、中压滤失特性(fl
api
)和砂盘封堵滤失量(fl
砂盘
)。测试评价方法按照gb/t 16783.1－2014进行。试验结果如表1所示：
[0091]
表1在预水化淡水基浆中的测试结果
[0092][0093]
注：fl
砂盘
为30min/7mpa条件下测试的砂盘封堵滤失量。
[0094]
测试结果表明，在预水化的淡水基浆中加入本发明所述的钻井液用抗高温纳微米封堵剂后，随加量的增加，粘度逐渐增加，有一定的弱增粘效果；随着加量的逐渐增加，中压滤失量逐渐降低，加入4％的本发明所述纳微米封堵剂后，中压滤失量的降低了27.8％；随着加量的逐渐增加，试验浆的砂盘封堵性能显著提高，当加入4％的本发明所述纳微米封堵剂后，砂盘封堵性能由39ml降低至9.6ml，砂盘封堵滤失量降低了约75.4％，表明本该实施
例样品具有优异的微裂缝、微孔隙封堵性能，且能抗180℃高温。
[0095]
为进一步了解实施例1中的抗高温纳微米封堵剂在钻井液中的纳微米封堵效果，仍利用砂盘封堵实验装置，测试评价了实施例1的样品在下述钻井液配方中的纳微米封堵性能。
[0096]
实验浆配方为：4.0％膨润土浆 0.15％fa367 0.25％80a51 4％smp-3 3％spnh 4％sy-a01 1.5％sy-a07 0.3％聚胺(重晶石加重至1.4g/cm3)。
[0097]
0#：实验浆 0％纳微米封堵剂clg-seal
[0098]
1#：实验浆 1％纳微米封堵剂clg-seal
[0099]
2#：实验浆 2％纳微米封堵剂clg-seal
[0100]
3#：实验浆 3％纳微米封堵剂clg-seal
[0101]
实验结果如图4、图5所示，从图4可知，各实验浆经150℃高温老化后的砂盘封堵滤失量随着实施例1的纳微米封堵剂加量的逐渐增加而呈现出逐渐降低的趋势，未加入纳微米封堵剂的实验浆的砂盘封堵滤失量为8.4ml，而加入3％的纳微米封堵剂的砂盘封堵滤失量仅约为1.8ml，表明实施例1的纳微米封堵剂能够较为显著地降低钻井液在低渗透微裂缝、微裂隙中的漏失量，当加量为3％时，该纳微米封堵剂便能显示出较强的纳微米封堵性能。
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加有3％的纳米封堵剂的钻井液配方经180℃/16h老化后对400md低渗砂盘的封堵性能，实验结果如图6所示。
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180℃测试条件下，钻井液及钻井液中分别添加3％纳微米封堵剂clg-seal后钻井液的滤液体积与时间平方根的关系曲线分别为y＝1.95 0.58x、y＝2.04 0.20x，由此可知，未加入纳微米封堵剂的钻井液的和加入纳微米封堵剂的钻井液的瞬时滤失量分别为1.95ml和2.04ml，两者相差几乎相同，但未加入纳微米封堵剂的钻井液的和加入纳微米封堵剂的钻井液的静态滤失速率分别为0.58ml/min
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和0.20ml/min
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，因此，加入纳微米封堵剂的钻井液的静态滤失速率明显低于未加入纳微米封堵剂的钻井液，相差约0.38ml/min
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，进一步表明实施例1中的纳微米封堵剂能够在较高温度环境下(180℃)较为显著地降低钻井液在低渗透微裂缝、微裂隙中的漏失量。
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同理，为进一步了解实施例1中的纳微米封堵剂clg-seal与现有纳微米封堵剂的封堵效果对比，采用滤芯编号12114301d(400md低渗砂盘)、7mpa、180℃评价条件下，分别评价了基础配方和加有3％的纳米封堵剂、3％n-seal(国外)和3％sd-seal(国内)三种配方经180℃/16h老化后对400md低渗砂盘的封堵性能。试验结果如图7和图8所示。
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从图7实验结果可知，钻井液中分别添加3％纳微米封堵剂、3％n-seal和3％sd-seal后的滤液体积与时间平方根的关系曲线分别为y＝2.05 0.20x、y＝1.71 0.0.33x和y＝2.35 0.34x，由此可知，在钻井液中分别加入3％纳微米封堵剂clg-seal、3％n-seal和3％sd-seal后：
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钻井液的瞬时滤失量分别为4.1ml、3.42ml和4.7ml，瞬时滤失量的优劣顺序分别为：n-seal＞实施例1样品＞sd-seal；
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钻井液的静态滤失速率分别为0.2ml/min
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、0.33ml/min
1/2
和0.34ml/min
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，静态滤失速率的优劣顺序分别为：实施例1样品＞n-seal＞sd-seal；
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结合从图8可知，钻井液的ppa滤失量分别为：6.2ml、6.9ml和8.3ml，ppa滤失量的
优劣顺序分别为：实施例1样品＞n-seal＞sd-seal。
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综上所述，实施例1的纳微米封堵剂的ppa封堵性能较优，其性能与国外产品接近，封堵砂盘的能力较国内现有产品更优。
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为进一步了解实施例1的纳微米封堵剂与国内外现有纳微米封堵剂的阻缓压力传递效果，采用shm-3型高温高压井壁稳定性模拟实验装置，进行压力传递(ppt)实验，分别评价了实施例1的纳米封堵剂、国外现有纳微米封堵剂n-seal和国内现有纳微米封堵剂sd-seal对泥页岩的压力传递的阻缓效果。
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压力传递过程中，下游试液采用4wt％nacl水溶液，上游试液采用4wt％nacl水溶液或者4wt％nacl水溶液 3wt％实施例1样品，上游压力维持2.1mpa，下游压力维持1mpa，实验温度为135℃。实验结果如图9所示
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由图9压力传递曲线可知，4wt％nacl水溶液的压力传递速率很快，1h后下游压力基本与上游压力持平，上游压力穿透岩心；次之为4％基浆，2.5h后下游压力基本与上游压力持平，上游压力穿透岩心。然而在测试温度135℃条件下，加入实施例1样品的实验浆均能够较为显著的阻缓压力传递的时间，上游压力穿透岩心的时间均有明显的延后，所需时间大幅增加；加入国内同类纳微米封堵剂sd-seal、国外同类纳微米封堵剂n-seal和实施例1样品的实验浆上游压力穿透岩心的时间分别约为8.3h、12.5h和19.5h，表明在压差作用下，实施例1样品能够有效被压入岩石表面微孔、微裂缝中，形成物理封堵层，纳微米封堵剂能够阻缓压力传递速率。从对比试验结果可知，实施例1的样品降低页岩渗透率的效果最为明显，其可显著提高页岩地层的井壁稳定性；次之为国外同类产品n-seal，最后为国内同类产品sd-seal。综合实验结果表明，实施例1的纳微米封堵性能优于国内外同类产品。
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综上所述，本技术提供的一种钻井液用抗高温纳微米封堵剂对深部裂缝性地层具有良好的抗高温可变形封堵性能，能显著降低微裂缝的漏失量，同时又能够有效的阻缓裂缝性地层的孔隙压力传递效果。