本發(fā)明涉及一種適用于頁巖氣長井段水平井的水基鉆井液及其應用，屬于頁巖油氣資源開采領(lǐng)域。
背景技術(shù)：
：近年來，頁巖氣的開發(fā)在國內(nèi)外得到了普遍關(guān)注。鉆井液技術(shù)是頁巖氣水平井鉆井的關(guān)鍵技術(shù)之一。用于商業(yè)開發(fā)的頁巖油氣水平井水平段一般長達1000～2500m，頁巖微裂縫和層理發(fā)育，施工過程中對鉆井液的井壁穩(wěn)定性、潤滑性和井眼清潔能力要求極高。因此，國內(nèi)外在頁巖氣水平井鉆井過程中大多數(shù)首選油基鉆井液，以應對長井段水平井存在的井壁失穩(wěn)和高摩阻問題。但油基鉆井液成本高、不利于地層及環(huán)境保護，而常規(guī)油氣鉆井作業(yè)用的水基鉆井液的抑制性、封堵性和潤滑性不足以滿足頁巖氣水平井鉆井需要。基于環(huán)保要求和鉆井低成本壓力，國外開展了大量的高性能水基鉆井液新技術(shù)研究，且部分體系已經(jīng)在現(xiàn)場得到了應用，但密度較低，一般在1.6g/cm3以下。我國頁巖氣儲層不同于國外，地質(zhì)條件更復雜，埋深一般在3500m以上，地層壓力更大，如四川頁巖氣開發(fā)的重點目標層系位于龍馬溪組，地層壓力系數(shù)為2.0左右，要求的鉆井液密度為2.0～2.2g/cm3。另外，我國頁巖氣海、陸相兼存，陸相頁巖埋藏深、成熟度低、脆性礦物含量低，易發(fā)生井壁垮塌。同時，高密度鉆井液條件下，長井段水平井存在的高摩阻問題將更加突出。因此，開發(fā)適用于我國頁巖氣的高性能水基鉆井液技術(shù)具有極其重要的現(xiàn)實意義。技術(shù)實現(xiàn)要素：為了解決水基鉆井液鉆頁巖氣長井段水平井存在的井壁失穩(wěn)和高密度下高摩阻難題，本發(fā)明的目的之一在于提供一種適用于頁巖氣長井段水平井的水基鉆井液，該水基鉆井液密度可達2.3g/cm3，高溫高壓濾失量小于5ml，流變性、降濾失性、潤滑性、抑制性與油基鉆井液性能基本相當，還具有較好的抗污染性能和較強的封堵能力。本發(fā)明的再一目的在于提供所述適用于頁巖氣長井段水平井的水基鉆井液的應用。為實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明提供一種適用于頁巖氣長井段水平井的水基鉆井液，其包含以下重量份的組分:水100重量份；膨潤土0.5～5重量份；碳酸鈉0.1～0.4重量份；無機鹽0～8份重量；降濾失劑1～5重量份；提粘切劑0.1～1重量份；潤濕劑0～1.5重量份；頁巖抑制劑0.5～5重量份；潤滑劑1～5重量份；微納米封堵劑1～6重量份；降粘劑0～3重量份；pH值調(diào)節(jié)劑0～1重量份；及加重材料0～280重量份。根據(jù)本發(fā)明的具體實施方式，在本發(fā)明所述水基鉆井液中，所述的無機鹽選自氯化鈉、氯化鉀和氯化鈣中的一種或多種。優(yōu)選地，所述的無機鹽為氯化鉀。優(yōu)選地，本發(fā)明所述的降濾失劑選自改性淀粉、磺化瀝青、褐煤樹脂和磺化酚醛樹脂中的一種多種。進一步優(yōu)選地，本發(fā)明所述的降濾失劑為改性淀粉、磺化瀝青和褐煤樹脂中的一種多種。優(yōu)選地，本發(fā)明所述提粘切劑選自聚陰離子纖維素、羧甲基纖維素鈉鹽、羥乙基纖維素和黃原膠中的一種或多種。優(yōu)選地，本發(fā)明所述的頁巖抑制劑選自有機胺、聚胺、聚醚胺、硅酸鈉、硅酸鉀和鋁酸鹽絡(luò)合物中的一種或多種。進一步優(yōu)選地，所述的頁巖抑制劑選自聚胺、聚醚胺、硅酸鉀和鋁酸鹽絡(luò)合物中的一種或多種。優(yōu)選地，本發(fā)明所述潤濕劑選自聚氧乙烯失水山梨醇硬脂酸酯、聚氧乙烯失水山梨醇單油酸酯、失水山梨醇油酸酯、十二酸山梨醇酯和油酸山梨醇酯中的一種或多種。優(yōu)選地，本發(fā)明所述的潤滑劑為由固體潤滑劑與液體潤滑劑組成的組合物。進一步優(yōu)選地，所述固體潤滑劑與液體潤滑劑的質(zhì)量比為0.5～3：0.5～3。優(yōu)選地，本發(fā)明所述的固體潤滑劑選自固體石墨、塑料小球和納米石墨烯中的一種或多種。優(yōu)選地，本發(fā)明所述的液體潤滑劑選自礦物油改性潤滑劑、植物油改性潤滑劑和水基潤滑劑中的一種或多種。更優(yōu)選地，本發(fā)明所述的液體潤滑劑為植物油改性潤滑劑。進一步優(yōu)選地，本發(fā)明所述植物油改性潤滑劑為由以下方法制備得到的消泡潤滑劑，所述方法包括如下步驟：在保護氣(例如氮氣)條件下，向反應容器中加入質(zhì)量比為60～70:30～40(例如65:35)的植物油酸和二乙醇胺，攪拌使其混合，同時升溫至155～165℃，加熱反應2～2.5h，然后降溫至50～60℃，加入抗溫改進劑，攪拌0.5～1h，冷卻至10～30℃即得所述植物油改性潤滑劑，所述抗溫改進劑選自二烷基二硫代磷酸鋅、二烷基二硫代氨基甲酸鋅、二烷基二硫代磷酸鉬和二烷基二硫代氨基甲酸鉬中的一種或多種，所述抗溫改進劑的質(zhì)量為植物油酸與二乙醇胺反應產(chǎn)物總質(zhì)量的0.1～2％。優(yōu)選地，本發(fā)明所述微納米封堵劑為由800目～2000目碳酸鈣與20～200納米的乙烯基聚合物乳液組成的組合物。優(yōu)選地，所述800目～2000目碳酸鈣與20～200納米的乙烯基聚合物乳液的質(zhì)量比為0.5～3：0.5～3。進一步優(yōu)選地，所述800目～2000目碳酸鈣為由質(zhì)量比為0.5～2:0.5～3:0～1的800目碳酸鈣、1200目碳酸鈣與2000目碳酸鈣組成的組合物。優(yōu)選地，本發(fā)明所述20～200納米的乙烯基聚合物乳液是通過以下方法制備得到：將苯乙烯、甲基丙烯酸丁酯、蒸餾水、交聯(lián)劑與乳化劑攪拌混勻得到預乳液，然后將占總體積25～35％(如1/3)的預乳液轉(zhuǎn)移入反應容器，并向反應容器中通入保護氣(例如氮氣)，設(shè)置攪拌速率300r/min，在保護氣(例如氮氣)及攪拌條件(例如300r/min)下緩慢升溫至65～80℃，滴加引發(fā)劑，反應0.5～1h后，逐滴加入剩余的預乳液，反應5～6h后，冷卻得到所述20～200納米的乙烯基聚合物乳液，其中，所述苯乙烯、所述甲基丙烯酸丁酯與所述蒸餾水的質(zhì)量比為1～3:2～4:14～16(如2:3:15)。優(yōu)選地，所述交聯(lián)劑為二甲基丙烯酸乙二酯，其質(zhì)量為所述苯乙烯與所述甲基丙烯酸丁酯總質(zhì)量的0.8～1.6％。優(yōu)選地，所述乳化劑為十二烷基硫酸鈉，其質(zhì)量為所述苯乙烯與所述甲基丙烯酸丁酯總質(zhì)量的0.5～1％。優(yōu)選地，所述引發(fā)劑為質(zhì)量比為1:1的亞硫酸鈉和過硫酸鉀，引發(fā)劑的質(zhì)量為所述苯乙烯與所述甲基丙烯酸丁酯總質(zhì)量的0.1～0.2％。優(yōu)選地，本發(fā)明所述降粘劑選自有機硅聚合物、醋酸乙烯酯-順丁烯二酸酐共聚物、磺化苯乙烯-馬來酸酐共聚物中的一種或多種。進一步優(yōu)選地，所述的降粘劑為有機硅聚合物，更優(yōu)選為有機硅氟聚合物降粘劑。本發(fā)明所述的pH值調(diào)節(jié)劑選自氫氧化鈉和/或氫氧化鉀。本發(fā)明所述的加重材料選自重晶石粉、鐵礦粉、四氧化三錳和微粉重晶石中一種或多種，其中，微粉重晶石的D90小于10μm。將本發(fā)明所述水基鉆井液中的各組分按比例充分混合即可得到該水基鉆井液。另一方面，本發(fā)明提供前述適用于頁巖氣長井段水平井的水基鉆井液在頁巖氣長井段水平井中的應用。本發(fā)明所述的頁巖氣長井段水平井是指水平段大于1000米的頁巖氣水平井。本發(fā)明與現(xiàn)有技術(shù)相比，具有如下優(yōu)點：(1)本發(fā)明針對國內(nèi)頁巖氣埋藏深、地層壓力大的特點，提供了一種密度可達2.3g/cm3的高性能水基鉆井液，高溫高壓濾失量小于5ml，流變性優(yōu)異，與油基鉆井液性能基本相當。(2)本發(fā)明針對頁巖裂縫/微裂隙發(fā)育、存在大量的微/納米孔隙的特點，可加入納微米封堵劑，減緩或阻隔壓力傳遞。(3)本發(fā)明針對頁巖氣井水平段使用高密度鉆井液帶來的高摩阻問題，可采用固-液潤滑相結(jié)合，從而大幅降低摩擦系數(shù)。(4)本發(fā)明提供的水基鉆井液能夠改變頁巖潤濕性，增強頁巖疏水性，有效減緩頁巖抗壓強度降低，有利于井壁穩(wěn)定，能夠滿足在頁巖氣長井段水平井中的應用要求。附圖說明圖1為YS108H4-2井三開水平段井徑曲線。具體實施方式為了對本發(fā)明的技術(shù)特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，現(xiàn)結(jié)合具體實施例對本發(fā)明的技術(shù)方案進行以下詳細說明，應理解這些實例僅用于說明本發(fā)明而不用于限制本發(fā)明的范圍。實施例中，各原始試劑材料均可商購獲得，未注明具體條件的實驗方法為所屬領(lǐng)域熟知的常規(guī)方法和常規(guī)條件，或按照儀器制造商所建議的條件。實施例1本實施例配制不加重適用于頁巖氣長井段水平井的水基鉆井液，該水基鉆井液由如下重量份的成分組成：水100重量份、膨潤土3重量份、碳酸鈉0.2重量份、抗高溫改性淀粉1重量份、磺化瀝青1重量份、低粘羧甲基纖維素0.2重量份、聚醚胺2重量份、固體石墨1重量份、抗高溫消泡潤滑劑1重量份、20～200納米的乙烯基聚合物乳液1重量份、800目碳酸鈣0.5重量份、1200目碳酸鈣1重量份。上述組分充分混合后在高速11000r/min條件下攪拌30min即得本實施例水基鉆井液。本實施例所述的抗高溫消泡潤滑劑通過以下方法制備得到：在氮氣保護下，向反應容器中加入質(zhì)量比為65:35的植物油酸和二乙醇胺，攪拌使其混合，同時升溫至155～160℃，加熱反應2h，然后降溫至50～60℃，加入抗高溫改進劑二烷基二硫代磷酸鋅，攪拌0.5～1h，冷卻至室溫即得所述抗高溫消泡潤滑劑，其中，所述抗高溫改進劑的質(zhì)量為植物油酸和二乙醇胺反應產(chǎn)物質(zhì)量的0.5％。本實施例所述的20～200納米的乙烯基聚合物乳液是通過以下方法制備得到：將苯乙烯20g、甲基丙烯酸丁酯30g、蒸餾水150g、二甲基丙烯酸乙二酯0.7g、十二烷基硫酸鈉0.5g混合，高速攪拌20min，得到預乳液。然后將1/3體積的預乳液轉(zhuǎn)移入反應容器，并向反應容器中通入氮氣，設(shè)置攪拌速率300r/min，緩慢升溫至70℃，加入亞硫酸鈉0.05g和過硫酸鉀0.05g，反應1h后，逐滴加入剩余的預乳液。反應5h后，冷卻即得所述20～200納米的乙烯基聚合物乳液。實施例2本實施例配制密度為1.8g/cm3的適用于頁巖氣長井段水平井的水基鉆井液，該水基鉆井液由如下重量份的成分組成：水100重量份、膨潤土2重量份、碳酸鈉0.2重量份、氯化鉀3重量份、磺化瀝青2重量份、低粘聚陰離子纖維素0.2重量份、聚氧乙烯失水山梨醇硬脂酸酯0.5重量份、硅酸鉀2重量份、固體石墨1重量份、抗高溫消泡潤滑劑2重量份、20～200納米的乙烯基聚合物乳液2重量份、800目碳酸鈣1重量份、1200目碳酸鈣0.5重量份、2000目碳酸鈣0.5重量份、氫氧化鉀0.1重量份、降粘劑0.6重量份、重晶石140份。上述組分充分混合后在高速11000r/min條件下攪拌30min即得本實施例水基鉆井液。本實施例所述的抗高溫消泡潤滑劑的制備方法同實施例1。本實施例所述的20～200納米的乙烯基聚合物乳液的制備方法同實施例1。實施例3本實施例配制密度為2.2g/cm3的適用于頁巖氣長井段水平井的水基鉆井液，該水基鉆井液由如下重量份的成分組成：水100重量份、膨潤土1.5重量份、碳酸鈉0.2重量份、氯化鉀3重量份、褐煤樹脂2重量份、低粘聚陰離子纖維素0.2重量份、油酸山梨醇酯0.5重量份、硅酸鉀2重量份、固體石墨2重量份、抗高溫消泡潤滑劑2重量份、20～200納米的乙烯基聚合物乳液1.5重量份、800目碳酸鈣0.5重量份、1200目碳酸鈣1重量份、2000目碳酸鈣1重量份、氫氧化鉀0.1重量份、降粘劑1重量份、重晶石252重量份。上述組分充分混合后在高速11000r/min條件下攪拌30min即得本實施例水基鉆井液。本實施例所述的抗高溫消泡潤滑劑的制備方法同實施例1，不同的是僅將實施例1中二烷基二硫代磷酸鋅替換為二烷基二硫代氨基甲酸鋅，其余均與實施例1相同。本實施例所述的20～200納米的乙烯基聚合物乳液的制備方法同實施例1。實施例4本實施例配制一種適用于頁巖氣長井段水平井的水基鉆井液，該水基鉆井液由如下重量份的成分組成：水100重量份、膨潤土1.5重量份、碳酸鈉0.2重量份、氯化鉀3重量份、褐煤樹脂2重量份、低粘聚陰離子纖維素0.2重量份、油酸山梨醇酯0.5重量份、硅酸鉀2重量份、固體石墨2重量份、抗高溫消泡潤滑劑2重量份、20～200納米的乙烯基聚合物乳液1.5重量份、800目碳酸鈣0.5重量份、1200目碳酸鈣1重量份、2000目碳酸鈣1重量份、氫氧化鉀0.1重量份、降粘劑1重量份、重晶石250重量份、微粉重晶石52重量份。所述的加重材料為重晶石200份、微粉重晶石52份上述組分充分混合后在高速11000r/min條件下攪拌30min即得本實施例水基鉆井液。本實施例所述的抗高溫消泡潤滑劑的制備方法同實施例1，不同的是僅將實施例中的二烷基二硫代磷酸鋅替換為二烷基二硫代磷酸鉬，其余均與實施例1相同。本實施例所述的20～200納米的乙烯基聚合物乳液的制備方法同實施例1。實施例5本實施例配制密度為2.3g/cm3的適用于頁巖氣長井段水平井的水基鉆井液，該水基鉆井液由如下重量份的成分組成：水100重量份、膨潤土1重量份、碳酸鈉0.2重量份、氯化鉀3重量份、抗高溫改性淀粉1重量份、褐煤樹脂1重量份、低粘羧甲基纖維素0.2重量份、十二酸山梨醇酯0.8重量份、硅酸鈉2重量份、固體石墨2重量份、抗高溫消泡潤滑劑2重量份、20～200納米的乙烯基聚合物乳液2.5重量份、800目碳酸鈣1重量份、1200目碳酸鈣1.5重量份、氫氧化鉀0.1重量份、降粘劑1重量份、重晶石250重量份、四氧化三錳20重量份。上述組分充分混合后在高速11000r/min條件下攪拌30min即得本實施例水基鉆井液。本實施例所述的抗高溫消泡潤滑劑的制備方法同實施例1。本實施例所述的20～200納米的乙烯基聚合物乳液的制備方法同實施例1。對比例1本對比例配制密度為2.2g/cm3的油基鉆井液，該油基鉆井液由下列重量份的組分組成：5#白油80重量份、20wt.％的氯化鈣溶液20重量份、有機土1.6重量份、主乳化劑2.4重量份、輔乳化劑2.4重量份、油基降濾失劑3.2重量份、氧化鈣3.2重量份、重晶石340重量份。上述組分充分混合后在高速11000r/min條件下攪拌30min即得到本對比例油基鉆井液。所述的主乳化劑是中國石油集團鉆井工程技術(shù)研究院生產(chǎn)的油基鉆井液用主乳化劑；所述的輔乳化劑是中國石油集團鉆井工程技術(shù)研究院生產(chǎn)的油基鉆井液用輔乳化劑；所述的油基降濾失劑是氧化瀝青。對比例2本對比例配制密度為2.2g/cm3的水基鉆井液，該水基鉆井液由下列重量份的組分組成：水100重量份、膨潤土1.5重量份、碳酸鈉0.2重量份、氯化鉀3重量份、褐煤樹脂2重量份、低粘聚陰離子纖維素0.2重量份、硅酸鉀2重量份、固體石墨1.5重量份、抗高溫消泡潤滑劑1.5重量份、氫氧化鉀0.1重量份、降粘劑1重量份、常規(guī)封堵劑3重量份、重晶石252重量份。上述組分充分混合后在高速11000r/min條件下攪拌30min即得本對比例水基鉆井液。所述的常規(guī)封堵劑3重量份是磺化瀝青1重量份和1200目碳酸鈣粉體2重量份的組合物。本對比例所述的抗高溫消泡潤滑劑的制備方法同實施例1。下面對實施例1～5和對比例1～2中的水基鉆井液或油基鉆井液進行評價1、體系的基本性能根據(jù)國標GB/T16783.1-2006中規(guī)定的鉆井液流變性、API濾失量和高溫高壓濾失量的測定方法，評價實施例1～5和對比例1的鉆井液體系100℃老化16h前后的流變性和API濾失量，以及100℃、3.5MPa下的高溫高壓濾失量。其中測定的參數(shù)包括AV(表觀粘度)、PV(塑性粘度)、YP(動切力)、FLAPI(API濾失量)、FLHTHP(高溫高壓濾失量)，測定結(jié)果見表1所示：表1基本性能由表1可知，實施例1～5提供的水基鉆井液的各性能指標與對比例1提供的油基鉆井液相當，表明該發(fā)明提供的水基鉆井液具有優(yōu)異的流變性和降濾失性。2、抑制性分別對實施例1～5的水基鉆井液、對比例1的油基鉆井液和清水進行頁巖滾動回收率實驗和頁巖膨脹率實驗，實驗所用頁巖巖樣來自四川盆地昭通108區(qū)塊龍馬溪組，測試結(jié)果如表2所示。由表2可知，上述實施例1～5的頁巖滾動回收率和頁巖膨脹率均與對比例1的油基鉆井液相當，表明其具有優(yōu)異的抑制頁巖水化膨脹和分散性能。表2不同鉆井液抑制性能測試結(jié)果配方回收率/％膨脹率/％清水69.09.0實施例199.50.35實施例299.80.28實施例399.80.22實施例499.70.23實施例599.80.19對比例1100.00.063、封堵性采用PPA滲透率封堵性測試儀，以超低滲砂盤(400mD)作為頁巖模擬巖心，在100℃/7.0MPa條件下，評價了實施例1～5和對比例2的水基鉆井液的封堵性能，測試結(jié)果如表3所示。由表3可知，與對比例2相比，上述實施例1～5均含有微納米封堵劑，表現(xiàn)出良好的封堵性能，瞬時濾失量幾乎為零，PPA濾失量均小于3mL，其中實施例2的PPA濾失量最低，表明其封堵性能最優(yōu)。表3不同鉆井液封堵性能測試結(jié)果4、潤滑性利用鉆井液極壓潤滑儀，評價實施例2～5的水基鉆井液和對比例1的油基鉆井液100℃老化后的潤滑性。測試結(jié)果如表4所示。由表4可知，上述實施例2～5水基鉆井液的極壓潤滑系數(shù)均與對比例1油基鉆井液接近，即使鉆井液密度達2.3g/cm3(實施例5)時，極壓潤滑系數(shù)僅為0.11，表明其具有優(yōu)異的潤滑性能，能夠滿足長井段水平井現(xiàn)場施工要求。表4不同鉆井液潤滑性能測試結(jié)果配方實施例2實施例3實施例4實施例5對比例1極壓潤滑系數(shù)0.080.10.090.110.085、巖石強度采用巖石單軸抗壓強度試驗機，試驗頁巖巖樣選自四川盆地昭通108區(qū)塊龍馬溪組，尺寸為25mm×50mm，評價清水、實施例1～5和對比例2在90℃條件下連續(xù)168h浸泡頁巖巖樣后的抗壓強度，并與未浸泡頁巖(空白樣)對比，實驗結(jié)果如表5所示。由表5可知，與未浸泡頁巖相比，實施例1～5浸泡后的頁巖抗壓強度略有降低，但遠高于清水浸泡后的頁巖，且高于對比例2浸泡后的頁巖，表明上述實施例提供的水基鉆井液更有助于保持巖石強度，利于井壁穩(wěn)定。表5頁巖單軸抗壓強度測試結(jié)果6、潤濕性本發(fā)明通過接觸角法測試對頁巖表面潤濕性進行定性評價。采用JC2000DM接觸角測量儀，測試巖樣為寧201-H1井頁巖掉塊，評價清水、實施例1～5和對比例2的潤濕性，實驗結(jié)果見表6。由表6可知，與對比例2相比，實施例1～5中添加了潤濕劑和微納米封堵劑，更有助于增大與頁巖接觸角，增強頁巖的疏水性，表明上述實施例可增大與頁巖接觸角，改善頁巖表面潤濕性能，有助于減緩巖石強度降低，從而利于井壁穩(wěn)定。表6接觸角實驗結(jié)果應用例1將實施例2進行現(xiàn)場應用，試驗井為四川昭通頁巖氣區(qū)塊YS108H4-2頁巖氣水平井。YS108H4-2井采用三級井身結(jié)構(gòu)，三開井眼為φ215.9mm，設(shè)計水平段長1500m。YS108H-2水平井組下志留統(tǒng)龍馬溪組巖性主要為厚層泥巖、頁巖，泥頁巖層水平層理和裂縫發(fā)育，脆性明顯，易發(fā)生垮塌；在水平段中段可能鉆遇裂縫發(fā)育帶，存在井漏的風險；特別是水平井鉆進過程中，鉆井液與地層接觸時間長，假如鉆井液失水大，更容易產(chǎn)生垮塌。另外該井設(shè)計水平段長，在大斜度井段及水平段鉆進中，摩阻扭矩增大，易形成巖屑床，導致沉砂卡鉆。實施例2提供的水基鉆井液在YS108H-2水平井三開水平段進行現(xiàn)場應用，基本性能如表7所示?，F(xiàn)場試驗及實鉆結(jié)果表明，在水平段鉆進過程中，水基鉆井液性能穩(wěn)定，流變性良好，攜巖返砂正常，潤滑性良好，無增稠現(xiàn)象，無卡鉆現(xiàn)象，無掉塊，短起下鉆、下套管和固井施工作業(yè)均比較順利，電測一次成功，井徑規(guī)則，平均井徑擴大率約6％(如圖1)，水平段固井質(zhì)量檢測為優(yōu)質(zhì)。最終該井以該地區(qū)創(chuàng)紀錄的最短37.17天的鉆井周期安全高效的完成了鉆井作業(yè)，完鉆井深4020米，水平段長1460米，創(chuàng)當時國內(nèi)陸上用高密度水基鉆井液鉆頁巖氣水平井水平段的新紀錄。表明該發(fā)明提供的水基鉆井液能夠解決頁巖水平井井壁失穩(wěn)、鉆具摩阻大等技術(shù)難題，完全滿足頁巖油氣水平井現(xiàn)場施工的技術(shù)要求。表7現(xiàn)場應用的實鉆性能最后說明的是：以上實施例僅用于說明本發(fā)明的實施過程和特點，而非限制本發(fā)明的技術(shù)方案，盡管參照上述實施例對本發(fā)明進行了詳細說明，本領(lǐng)域的普通技術(shù)人員應當理解：依然可以對本發(fā)明進行修改或者等同替換，而不脫離本發(fā)明的精神和范圍的任何修改或局部替換，均應涵蓋在本發(fā)明的保護范圍當中。當前第1頁1 2 3