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一种海洋高温高压水基型 钻井液

阅读：98发布：2020-05-13

专利汇可以提供一种海洋高温高压水基型钻井液专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本发明公开了一种海洋高温高压水基型钻井液，按照重量百分数计，包括以下各组分：膨润土浆2.5％、聚阴离子纤维素0.6％、磺化沥青 2％、磺化树脂 2-3％、3-4％磺化聚煤、2％抗高温聚合物、1-2％抗高温稀释剂、0.5-0.9％烧碱、7.5-8.2％重晶石、10％甲酸钾、1.5％润滑剂，余量为水，所述钻井液的pH为10-11，在150℃、100MPa状态下，总滤失量小于8mL/30min，15min后滤失量小于0.7mL/min。本发明的水基型钻井液具有较低的高温高压滤失量，形成的滤饼薄而韧、流变性好、储层保护效果好，在钻进过程中能够较好的解决高温高压难题钻进和预控井下事故，对后续类似井作业具有一定的借鉴意义和推广价值。，下面是一种海洋高温高压水基型钻井液专利的具体信息内容。

权利要求

1.一种海洋高温高压水基型钻井液，其特征在于，按照重量百分数计，包括以下各组分：膨润土浆2.5％、聚阴离子纤维素0.6％、磺化沥青2％、磺化树脂2-3％、3-4％磺化聚煤、
2％抗高温聚合物、1-2％抗高温稀释剂、0.5-0.9％烧碱、7.5-8.2％重晶石、10％甲酸钾、
1.5％润滑剂，余量为水，所述钻井液的pH为10-11，在150℃、100MPa状态下，总滤失量小于
8mL/30min，15min后滤失量小于0.7mL/min。
2.如权利要求1所述的一种海洋高温高压水基型钻井液，其特征在于，所述聚阴离子纤维素选用低粘度聚阴离子纤维素PF-PAC-LV。
3.如权利要求1所述的一种海洋高温高压水基型钻井液，其特征在于，所述润滑剂为润滑小球、油性润滑剂或石墨。
4.如权利要求1所述的一种海洋高温高压水基型钻井液，其特征在于，所述重晶石的密度为4.5g/cm3。
5.如权利要求1所述的一种海洋高温高压水基型钻井液，其特征在于，所述抗高温聚合物为AA、AM和AMPS的聚合物。
6.如权利要求1所述的一种海洋高温高压水基型钻井液，其特征在于，所述抗高温稀释剂为磺化苯乙烯顺酐共聚物。

说明书全文

一种海洋高温高压水基型 钻井液

技术领域

[0001] 本发明属于海洋石油钻井技术领域，具体涉及一种海洋高温高压水基型钻井液。

背景技术

[0002] 位于中国南海西部的莺-琼区块是全球三大高温高压油气资源成藏区之一，地层3 3
压力系数高达2.40g/cm ，安全作业密度窗口小0.08g/cm ，井下最高温度达246℃，最大钻井液密度2.8g/cm3。在已钻高温高压井中，常出现钻井液的流变性在高温下容易受到破坏，导致井下井壁易坍塌，带来井下恶性漏失和钻具遇卡等复杂问题，为海洋高温高压性质的井钻进作业埋下了极大的安全隐患。同时，在高温高压复杂工况下，电缆测井和储层保护等问题便愈发严峻。

发明内容

[0003] 针对现有技术中存在的问题，本发明提供一种海洋高温高压水基型钻井液，本发明钻井液具有良好的抗高温性和流变性、较低的高温高压滤失量、优良的滤饼质量，储层保护效果好，能够解决高温高压情况下钻井液流变性难以控制、井下恶性漏失、储层保护失控、卡钻的问题。

[0004] 为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：

[0005] 本发明提供一种海洋高温高压水基型钻井液，按照重量百分数计，包括以下各组分：膨润土浆2.5％、聚阴离子纤维素0.6％、磺化沥青2％、磺化树脂2-3％、3-4％磺化聚煤、2％抗高温聚合物、1-2％抗高温稀释剂、0.5-0.9％烧碱、7.5-8.2％重晶石、10％甲酸钾、
1.5％润滑剂，余量为水，所述钻井液的pH为10-11，在150℃、100MPa状态下，总滤失量小于
8mL/30min，15min后滤失量小于0.7mL/min。

[0006] 作为优选的技术方案，所述聚阴离子纤维素选用低粘度聚阴离子纤维素PF-PAC-LV。

[0007] 作为优选的技术方案，所述润滑剂为润滑小球、油性润滑剂或石墨。

[0008] 作为优选的技术方案，所述重晶石的密度为4.5g/cm3。

[0009] 作为优选的技术方案，所述抗高温聚合物为AA、AM和AMPS的聚合物。

[0010] 作为优选的技术方案，所述抗高温稀释剂为磺化苯乙烯顺酐共聚物。

[0011] 本发明的海洋高温高压水基型钻井液体系由磺化材料、抗高温聚合物、抑制性盐、加重剂和抗高温稀释剂构成，体系具有良好的抑制粘土矿物质水化分散的能力、较强的高温流变性、优良的润滑性及岩屑悬浮能力。在储层保护效果方面需要减少钻井液、滤液侵入，保证电缆测井取心作业时的取心质量。

[0012] 本发明海洋高温高压水基型钻井液的组分筛选过程如下：

[0013] (1)选取基础配方：2.5％膨润土浆+0.6％聚阴离子纤维素+2％磺化沥青+2～3％磺化树脂+3～4％磺化聚煤+2％抗高温聚合物+1～2％抗高温稀释剂+0.5％～0.9％烧碱+7.5-8.2％重晶石(4.5g/cm3)，余量为水。

[0014] 其中，基础配方中聚阴离子纤维素选用麦克巴(magcobar)公司的低粘度聚阴离子纤维素PF-PAC-LV，磺化沥青选用麦克巴(magcobar)公司的PF-GBL，磺化树脂选用麦克巴(magcobar)公司的PF-SHP，磺化聚煤选用麦克巴(magcobar)公司的PF-SKCH，抗高温聚合物为SL-HT-FL,为AA、AM和AMPS的聚合物,抗高温稀释剂Drilldillute为磺化苯乙烯顺酐共聚物。不同密度下的基础配方钻井液的性能如表1

[0015] 表1不同密度下的基本配方钻井液性能

[0016]

[0017] 实验条件为：温度240℃，老化时间16h。

[0018] (2)抑制剂优选

[0019] 通过吸附等温法测试饱和状态下的盐溶液的活度数值，实验结果见表2[0020] 表2饱和状态下的盐溶液的活度值

[0021]

[0022] 结果显示甲酸钾的活度值为最低，适合作为抑制剂加入到钻井液中。

[0023] 实验室内选取莺-琼盆地的地层岩屑进行泥页岩膨胀与岩屑滚动回收率实验，优选与评价抑制剂，在基础配方中加入等量的氯化钠与甲酸钾，测得钻井液样品16h的线性膨胀率如表3所示，结合表2实验结果可知，甲酸钾作为钻井液的抑制剂可以有效降低溶液水的活度同时具有优良的抑制泥页岩水化效果。

[0024] 表3抑制性能评价

[0025]

[0026] (3)润滑剂优选

[0027] 在基础配方中加入不同种类的润滑剂后，进行钻井液体系的润滑系数测试，结果见表4，润滑小球选自麦克巴(magcobar)公司的PF-BLAB、油性润滑剂选用麦克巴(magcobar)公司的PF-LUBE，石墨选择麦克巴(magcobar)公司的GRA。实验结果表明，几种润滑剂均能满足高温高压工况下的对润滑性的需求，可在钻井过程中进行配合使用，达到最佳效果。

[0028] 表4钻井液润滑性测试结果

[0029]

[0030] (4)抗高温聚合物与抗高温稀释剂性能评价

[0031] 钻井液使用抗高温聚合物和抗高温稀释剂有效抑制和减少膨润土粒子的高温分散，控制钻井液中的膨润土含量在3％以下，使新型高温高压水基型钻井液只发生高温增稠而不至于胶凝。评价了密度为2.5g/cm3水基型钻井液A和密度为2.3g/cm3水基型钻井液B。其中，钻井液A采用基础配方，钻井液B在基础配方的基础上去除抗高温聚合物SL-HT-FL，评价结果见表5。

[0032] 表5水基型钻井液A与水基型钻井液B的稳定性能评价

[0033]

[0034] 备注：A配方热滚的实验条件是248℃、16h，静止老化实验条件是248℃、静置7d。B配方热滚的实验条件是180℃、16h，老化实验条件是180℃、静置7d。A、B配方室内评价显示均无重晶石沉淀。

[0035] 从表5可以看出，密度2.50/cm3的水基型钻井液A在240℃下性能变化相对较小；而3
密度2.30g/cm的水基型钻井液B在180℃下的性能变化相对较大。实验结果表明，加入2％抗高温聚合物能明显提高钻井液的高温工况下的稳定性。

[0036] (5)封堵性能评价

[0037] 对基础配方制得的钻井液进行封堵性能评价。磺化沥青对砂岩孔隙形成较好的封堵，防止钻井液滤液过多地侵入地层。使用两端均开口的高温高压滤失仪进行漏失实验，在压力10MPa，温度为150℃的实验条件下进行漏失测试来评价封堵性能。从滤失速率统计可以看出(见附图1)，总滤失量小于8mL/30min，15min后钻井液体系的滤失速率接近于平缓，小于0.7mL/min，表明已经在岩心的端面形成了有效封堵，能够阻止滤液和固相进入岩心，取得了良好的封堵承压效果。

[0038] (8)抗岩屑污染能力评价

[0039] 在基础配方的基础上加入质量分数为10％的甲酸钾评价其抗岩屑污染能力，添加甲酸钾作为抑制剂，水活度低、离子嵌入、压缩双电层的机理决定了其抑制性极强。强抑制性使得污染进入钻井液的岩屑变成惰性物，对性能没有太大的不良影响。选取莺-琼区块的岩屑经过干燥处理后进行抗污染实验，实验结果见表6。通过对实验结果分析可以发现，钻井液体系具有良好的抗岩屑污染能力，在加入10％的岩屑后，体系依然保持稳定的流变性，满足了井下复杂工况的作业需求。

[0040] 表6抗岩屑污染实验结果

[0041]

[0042]

[0043] (9)储层保护评价

[0044] 选取莺-琼区块的岩心进行渗透率恢复值实验，试验结果见表7，从表7可以看出，渗透率恢复值为90％以上，表明高温高压钻井液体系具有良好的储层评价效果。钻井液中加入磺化沥青和甲酸钾，能够提升高温高压下的封堵及抑制性能。添加抗高温聚合物能够控制高温高压滤失量，从而避免钻井液滤液大量进入储层孔喉，防止滤液造成储层敏感性矿物质发生物理化学反应，损害储层。选用重晶石，能够控制钻井液中膨润土的含量，形成优质滤饼，减少钻井液的固相颗粒进入储层堵塞吼道。

[0045] 表7储层保护评价结果

[0046]

[0047] (10)沉降稳定性评价

[0048] 在钻进过程中加入抗高温聚合物能够控制高温高压失水在设计范围内，钻井液先配成胶液，再将抗高温聚合物缓慢均匀地补充到循环系统。抗高温材料的浓度随井温、密度的增加而增加，从而保持钻井液在高温、高密度下具有良好的沉降稳定性。使用静态沉降法对高温高压钻井液体系的沉降稳定性进行评价，钻井液体系沉降因子Sf利用公式(1)进行计算，结果见表8。从表8可以看出，钻井液体系的沉降因子维持在0.51，表明体系具有良好的沉降稳定性。

[0049] Sf＝ρbottom/(ρbottom+ρtop)

[0050] 式中：Sf—沉降因子；

[0051] ρbottom—热滚后下部钻井液密度，g/cm3；

[0052] ρtop—热滚后上部钻井液密度，g/cm3。

[0053] 表8沉降稳定性评价结果

[0054]

[0055]

[0056] (11)高温工况下的稳定性对比实验

[0057] X1、X2、X3是位于莺-琼区块已经钻探的三口高温高压井。X1、X2、X3地层压力系数分别为2.22、2.21、2.37，地层温度分别为190℃、210℃、220℃。X1井基础配方的水基型钻井液，X2、X3在基础配配方的基础上加入质量分数为10％的甲酸钾，现场测量及室内评价高温工况下的稳定性见表9。从表9可以看出，加入了甲酸钾的钻井液在钻进过程中及室内高温老化实验，其性能变化相对较小，其高温工况下的稳定性更好。

[0058] 表9水基型钻井液高温工况下的稳定性

[0059]

[0060] (12)钻井液摩擦阻数据对比

[0061] 润滑小球、油性润滑剂、石墨是很好的润滑剂，可以吸附在金属或黏土表面，形成润滑膜。钻井液中配合使用这几种润滑剂，并保持低固相含量，从而有效降低摩擦系数。在基础配方的钻井液中加入质量分数为1.5％的润滑小球，钻进过程中X1、X2、X3井的钻井液摩阻数据见表10。

[0062] 由表10可知，在Φ149.22mm小井眼中，新型高温高压水基型钻井液摩阻当量密度约0.05-0.08g/cm3；新型高温高压水基型钻井液摩阻当量密度在Φ212.73mm井眼中较常规聚磺高温高压水基型钻井液低0.05-0.06g/cm3，从而说明加入润滑剂的水基型钻井液的流变性能更好，更加适合应用于密度窗口窄的复杂地层中。

[0063] 表10钻井液摩阻数据对比表

[0064]

[0065] 由以上实验可知：通过添加甲酸钾能够保证钻井液的抑制黏土水化膨胀的性能，控制液相黏度，减少滤液的侵入深度。通过添加抗高温聚合物及磺化沥青控制了钻井液的高温高压滤失量小于8mL/30min，并且形成高质量的泥饼。通过加入润滑剂从而提高钻井液的润滑性。通过使用抗高温稀释剂从而调整钻井液流动型态，维护钻井液的流变性；为了防止高温工况下发生胶凝和为了后续加重留性能调整窗口，在保证重晶石悬浮的前提下，钻井液的黏度尽可能低。通过加入、烧碱，确保钻井液pH值为10～11,加入一定的石灰，能够提高钻井液的抗酸性气体的污染能力。

[0066] 本发明通过引入甲酸钾作为抑制剂，优选了磺化及抗高温的聚合物钻井液材料，使重晶石作为加重剂，构建了一套高温高压水基型钻井液体系，密度最高可达2.6g/cm3，抗高温达246℃，室内研究实验表明，水基型钻井液具有较低的高温高压滤失量，形成的滤饼薄而韧、流变性好、储层保护效果好，在钻进过程中能够较好的解决高温高压难题钻进和预控井下事故，对后续类似井作业具有一定的借鉴意义和推广价值。

附图说明

[0067] 为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

[0068] 图1为本发明基础配方钻井液的滤失速率统计图。

具体实施方式

[0069] 下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅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付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。

[0070] 本实施例提供一种海洋高温高压水基型钻井液，按照重量百分数计，包括以下各组分：膨润土浆2.5％、聚阴离子纤维素0.6％、磺化沥青2％、磺化树脂2-3％、3-4％磺化聚煤、2％抗高温聚合物、1-2％抗高温稀释剂、0.5-0.9％烧碱、7.5-8.2％重晶石、10％甲酸钾、1.5％润滑剂，余量为水，所述钻井液的pH为10-11，在150℃、100MPa状态下，总滤失量小于8mL/30min，15min后滤失量小于0.7mL/min。其中，磺化树脂的优选添加量为2％，磺化聚煤的优选添加量为3％，重晶石的优选添加量为8％，抗高温稀释剂的优选添加量为0.8％，烧碱的优选添加量为0.7％。下述试验在未作说明的情况下，各组分的添加量选取优选添加量。

[0071] 其中，所述聚阴离子纤维素选用低粘度聚阴离子纤维素PF-PAC-LV。

[0072] 其中，所述润滑剂为润滑小球、油性润滑剂或石墨。

[0073] 其中，所述重晶石的密度为4.5g/cm3。

[0074] 其中，所述抗高温聚合物为AA、AM和AMPS的聚合物。

[0075] 其中，所述抗高温稀释剂为磺化苯乙烯顺酐共聚物。

[0076] 本实施例的海洋高温高压水基型钻井液体系由磺化材料、抗高温聚合物、抑制性盐、加重剂和抗高温稀释剂构成，体系具有良好的抑制粘土矿物质水化分散的能力、较强的高温流变性、优良的润滑性及岩屑悬浮能力。在储层保护效果方面需要减少钻井液、滤液侵入，保证电缆测井取心作业时的取心质量。

[0077] 本实施例海洋高温高压水基型钻井液的组分筛选过程如下：

[0078] (1)选取基础配方：2.5％膨润土浆+0.6％聚阴离子纤维素+2％磺化沥青+2～3％磺化树脂+3～4％磺化聚煤+2％抗高温聚合物+1～2％抗高温稀释剂+0.5％～0.9％烧碱+7.5-8.2％重晶石(4.5g/cm3)，余量为水。

[0079] 其中，基础配方中聚阴离子纤维素选用麦克巴(magcobar)公司的低粘度聚阴离子纤维素PF-PAC-LV，磺化沥青选用麦克巴(magcobar)公司的PF-GBL，磺化树脂选用麦克巴(magcobar)公司的PF-SHP，磺化聚煤选用麦克巴(magcobar)公司的PF-SKCH，抗高温聚合物为SL-HT-FL,为AA、AM和AMPS的聚合物,抗高温稀释剂Drilldillute为磺化苯乙烯顺酐共聚物。不同密度下的基础配方钻井液的性能如表1

[0080] 表1不同密度下的基本配方钻井液性能

[0081]

[0082] 实验条件为：温度240℃，老化时间16h。

[0083] (2)抑制剂优选

[0084] 通过吸附等温法测试饱和状态下的盐溶液的活度数值，实验结果见表2[0085] 表2饱和状态下的盐溶液的活度值

[0086]

[0087] 结果显示甲酸钾的活度值为最低，适合作为抑制剂加入到钻井液中。

[0088] 实验室内选取莺-琼盆地的地层岩屑进行泥页岩膨胀与岩屑滚动回收率实验，优选与评价抑制剂，在基础配方中加入等量的氯化钠与甲酸钾，测得钻井液样品16h的线性膨胀率如表3所示，结合表2实验结果可知，甲酸钾作为钻井液的抑制剂可以有效降低溶液水的活度同时具有优良的抑制泥页岩水化效果。

[0089] 表3抑制性能评价

[0090]

[0091]

[0092] (3)润滑剂优选

[0093] 在基础配方中加入不同种类的润滑剂后，进行钻井液体系的润滑系数测试，结果见表4，润滑小球选自麦克巴(magcobar)公司的PF-BLAB、油性润滑剂选用麦克巴(magcobar)公司的PF-LUBE，石墨选择麦克巴(magcobar)公司的GRA。实验结果表明，几种润滑剂均能满足高温高压工况下的对润滑性的需求，可在钻井过程中进行配合使用，达到最佳效果。

[0094] 表4钻井液润滑性测试结果

[0095]

[0096] (4)抗高温聚合物与抗高温稀释剂性能评价

[0097] 钻井液使用抗高温聚合物和抗高温稀释剂有效抑制和减少膨润土粒子的高温分散，控制钻井液中的膨润土含量在3％以下，使新型高温高压水基型钻井液只发生高温增稠而不至于胶凝。评价了密度为2.5g/cm3水基型钻井液A和密度为2.3g/cm3水基型钻井液B。其中，钻井液A采用基础配方，钻井液B在基础配方的基础上去除抗高温聚合物SL-HT-FL，评价结果见表5。

[0098] 表5水基型钻井液A与水基型钻井液B的稳定性能评价

[0099]

[0100]

[0101] 备注：A配方热滚的实验条件是248℃、16h，静止老化实验条件是248℃、静置7d。B配方热滚的实验条件是180℃、16h，老化实验条件是180℃、静置7d。A、B配方室内评价显示均无重晶石沉淀。

[0102] 从表5可以看出，密度2.50/cm3的水基型钻井液A在240℃下性能变化相对较小；而密度2.30g/cm3的水基型钻井液B在180℃下的性能变化相对较大。实验结果表明，加入2％抗高温聚合物能明显提高钻井液的高温工况下的稳定性。

[0103] (5)封堵性能评价

[0104] 对基础配方制得的钻井液进行封堵性能评价。磺化沥青对砂岩孔隙形成较好的封堵，防止钻井液滤液过多地侵入地层。使用两端均开口的高温高压滤失仪进行漏失实验，在压力10MPa，温度为150℃的实验条件下进行漏失测试来评价封堵性能。从滤失速率统计可以看出(见附图1)，总滤失量小于8mL/30min，15min后钻井液体系的滤失速率接近于平缓，小于0.7mL/min，表明已经在岩心的端面形成了有效封堵，能够阻止滤液和固相进入岩心，取得了良好的封堵承压效果。

[0105] (8)抗岩屑污染能力评价

[0106] 在基础配方的基础上加入质量分数为10％的甲酸钾评价其抗岩屑污染能力，添加甲酸钾作为抑制剂，水活度低、离子嵌入、压缩双电层的机理决定了其抑制性极强。强抑制性使得污染进入钻井液的岩屑变成惰性物，对性能没有太大的不良影响。选取莺-琼区块的岩屑经过干燥处理后进行抗污染实验，实验结果见表6。通过对实验结果分析可以发现，钻井液体系具有良好的抗岩屑污染能力，在加入10％的岩屑后，体系依然保持稳定的流变性，满足了井下复杂工况的作业需求。

[0107] 表6抗岩屑污染实验结果

[0108]

[0109] (9)储层保护评价

[0110] 选取莺-琼区块的岩心进行渗透率恢复值实验，试验结果见表7，从表7可以看出，渗透率恢复值为90％以上，表明高温高压钻井液体系具有良好的储层评价效果。钻井液中加入磺化沥青和甲酸钾，能够提升高温高压下的封堵及抑制性能。添加抗高温聚合物能够控制高温高压滤失量，从而避免钻井液滤液大量进入储层孔喉，防止滤液造成储层敏感性矿物质发生物理化学反应，损害储层。选用重晶石，能够控制钻井液中膨润土的含量，形成优质滤饼，减少钻井液的固相颗粒进入储层堵塞吼道。

[0111] 表7储层保护评价结果

[0112]

[0113] (10)沉降稳定性评价

[0114] 在钻进过程中加入抗高温聚合物能够控制高温高压失水在设计范围内，钻井液先配成胶液，再将抗高温聚合物缓慢均匀地补充到循环系统。抗高温材料的浓度随井温、密度的增加而增加，从而保持钻井液在高温、高密度下具有良好的沉降稳定性。使用静态沉降法对高温高压钻井液体系的沉降稳定性进行评价，钻井液体系沉降因子Sf利用公式(1)进行计算，结果见表8。从表8可以看出，钻井液体系的沉降因子维持在0.51，表明体系具有良好的沉降稳定性。

[0115] Sf＝ρbottom/(ρbottom+ρtop)

[0116] 式中：Sf—沉降因子；

[0117] ρbottom—热滚后下部钻井液密度，g/cm3；

[0118] ρtop—热滚后上部钻井液密度，g/cm3。

[0119] 表8沉降稳定性评价结果

[0120]

[0121] (11)高温工况下的稳定性对比实验

[0122] X1、X2、X3是位于莺-琼区块已经钻探的三口高温高压井。X1、X2、X3地层压力系数分别为2.22、2.21、2.37，地层温度分别为190℃、210℃、220℃。X1井基础配方的水基型钻井液，X2、X3在基础配配方的基础上加入质量分数为10％的甲酸钾，现场测量及室内评价高温工况下的稳定性见表9。从表9可以看出，加入了甲酸钾的钻井液在钻进过程中及室内高温老化实验，其性能变化相对较小，其高温工况下的稳定性更好。

[0123] 表9水基型钻井液高温工况下的稳定性

[0124]

[0125] (12)钻井液摩擦阻数据对比

[0126] 润滑小球、油性润滑剂、石墨是很好的润滑剂，可以吸附在金属或黏土表面，形成润滑膜。钻井液中配合使用这几种润滑剂，并保持低固相含量，从而有效降低摩擦系数。在基础配方的钻井液中加入质量分数为1.5％的润滑小球，钻进过程中X1、X2、X3井的钻井液摩阻数据见表10。

[0127] 由表10可知，在Φ149.22mm小井眼中，新型高温高压水基型钻井液摩阻当量密度约0.05-0.08g/cm3；新型高温高压水基型钻井液摩阻当量密度在Φ212.73mm井眼中较常规聚磺高温高压水基型钻井液低0.05-0.06g/cm3，从而说明加入润滑剂的水基型钻井液的流变性能更好，更加适合应用于密度窗口窄的复杂地层中。

[0128] 表10钻井液摩阻数据对比表

[0129]

[0130] 由以上实验可知：通过添加甲酸钾能够保证钻井液的抑制黏土水化膨胀的性能，控制液相黏度，减少滤液的侵入深度。通过添加抗高温聚合物及磺化沥青控制了钻井液的高温高压滤失量小于8mL/30min，并且形成高质量的泥饼。通过加入润滑剂从而提高钻井液的润滑性。通过使用抗高温稀释剂从而调整钻井液流动型态，维护钻井液的流变性；为了防止高温工况下发生胶凝和为了后续加重留性能调整窗口，在保证重晶石悬浮的前提下，钻井液的黏度尽可能低。通过加入、烧碱，确保钻井液pH值为10～11,加入一定的石灰，能够提高钻井液的抗酸性气体的污染能力。

[0131] 尽管上述实施例已对本实施例作出具体描述，但是对于本领域的普通技术人员来说，应该理解为可以在不脱离本实施例的精神以及范围之内基于本实施例公开的内容进行修改或改进，这些修改和改进都在本实施例的精神以及范围之内。

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