CN112218932B - 钻井液及其应用 - Google Patents

Abstract

本发明通常涉及钻井液，该钻井液在地下井钻井期间减少液体和岩屑损失。更具体地，本文公开的钻井液包括天然的及合成的聚合物共混物，该天然的及合成的聚合物共混物给液体在低剪切速率下提供高粘度、并在高剪切速率下提供低粘度。本发明还涉及一种使用钻井液的方法，该钻井液用于在钻井期间减少液体和岩屑损失。

Description

钻井液及其应用

优先权请求

本申请请求于2018年5月21日递交的、申请号为2018901763的澳大利亚临时专利申请，其内容通过该引用结合于此。

技术领域

本发明通常涉及钻井液，该钻井液在地下井钻井期间减少液体和钻井岩屑(drilling cutting)损失。更具体地，本文公开的钻井液包括天然的及合成的聚合物共混物，该天然的及合成的聚合物共混物给液体在低剪切速率下提供高粘度、并在高剪切速率下提供低粘度。

背景技术

矿产勘探与开采需要从被调研的土地表面钻井地下井、也称为钻孔(borehole)。这通常通过使用旋转钻柱(drill string)(为一系列附接的、刚性的、管段)来实现，该旋转钻柱在一端处附接有钻头以钻入土壤中。当旋转钻头钻入土壤中以形成钻孔时，加入额外的管段从而钻入更深，而当钻头从钻孔拔出时，相反的情况发生。可替代的钻井技术依靠连续油管(coiled tubing)代替钻柱，其中，连续油管通常为延性金属，长度几乎不受限制。在大多数连续油管钻井中，位于油管底部的底部钻具组合(bottom hole assembly,BHA)包括泥浆马达(mud motor)，该泥浆马达向钻头提供动力并旋转该钻头(考虑到连续油管其自身不旋转),该泥浆马达通过从地面泵送的钻井液的运动来提供动力。在其他连续油管钻井的形式中，已经开发了地面上设备以允许连续油管绕其纵向轴旋转。

不论所采用的技术如何，钻井液(或泥浆)用于促进钻井操作。钻井液为当钻动钻孔时通过井循环的特定涉及的液体。钻井液具有许多功能，包括但不限于促进钻孔稳定、冷却并润滑钻头和钻柱、辅助从井中移除钻井岩屑、帮助支承钻杆和钻头、将液压马力传输至钻井马达、以及稳定并最小化流入地层(formation)的液体损失，通过该地层进行钻井。

钻井液的重要性能在于其流变性，且特定的流变性参数目的在于钻井并使流体通过井进行循环。流体应为足够粘性的，以使钻井岩屑浮并将该岩屑带至井表面。然而，液体不应当太过粘稠，以免干扰钻井操作。

矿产勘探、以及石油和地热钻井中钻井操作的常见问题在于有价值的钻井液和钻井岩屑的损失。例如，封装有关提取岩石矿物学信息的岩屑可能会损失到疏松或断裂的地层中。钻井液也可能因过量的泥浆压力、预先存在的开口孔隙度/裂缝、或地层中的大洞穴而流失到裂缝中。的确，液体损失是可能导致工具磨损增加、钻井率下降的钻井挑战，并且可能触发钻孔失稳，最终导致井的完全损失。

控制液体和岩屑损失的常规方法是使用循环液损失材料(lost circulationmaterial)，以在钻孔和渗透性地层之间提供物理屏障。可以将诸如分级碳酸钙、纤维和坚果壳的循环液损失材料加入到钻井液中，该循环液损失材料降低损失区的渗透性和导电性，并因此导致液体损失得以控制。然而，典型的在钻井操作中使用的井底马达通常对于钻井液中存在的固体颗粒敏感，并因此可能被钻井液中存在的固体颗粒损坏。此外，固体桥堵剂可能会堵塞储集岩中的孔隙喉道。最终，现有钻井液的效力相对于钻井过程中液体和岩屑损失控制是远非理想的。

因此，需要具有所需流变性、以及液体和岩屑损失控制性能的钻孔钻井液配方，其包括而无需使用固体桥堵试剂。

仅出于提供本发明的上下文的目的，在本说明书中包括了对文献、行动、材料、设备、物品等的讨论。并未建议或表示这些问题的任一个或全部形成现有技术基础的一部分，或者是在与本发明相关领域中的公知常识，因为它存在于本申请的每个权利要求的优先权日之前。

发明内容

本发明是部分基于以下令人惊讶的发现而部分地进行陈述的，该令人惊讶的发现在于，当与孤立地包括各个聚合物或组分的聚合物钻井液相比、或与现有钻井液相比时，包括天然及合成聚合物的特定结合的钻井液在钻孔钻井期间能够提供优异的液体及岩屑损失控制。本发明人已经发现本发明的钻孔钻井液具有独一无二的剪切变稀性能。当其暴露于高剪切速率下时，例如当其驱动井底马达时、并将岩屑带入环空(annulus)时，其表现出低粘度。然而，当液体渗入到断裂和疏松的地层时，钻井液的粘度显著增加，液体在地层中处于小几个数量级的剪切速率之下。粘度的增加导致钻井液能够阻挡损失区，并改进钻井液和岩屑的采收(recovery)。

因此，在第一方面中，本发明提供一种钻孔钻井液，其包括：

(i)黄原胶；

(ii)低分子量的部分水解聚丙烯酰胺(partially-hydrolysed polyacrylamide,PHPA)；以及

(iii)低粘度聚阴离子纤维素(low viscosity polyanionic cellulose,Pac-LV)。

在第二方面中，本发明提供一种在钻孔钻井期间减少钻孔钻井液损失及岩屑损失的方法，所述方法包括使用钻孔钻井液来进行钻孔钻井，所述钻孔钻井液包括：

(i)黄原胶；

(ii)低分子量的部分水解聚丙烯酰胺(PHPA)；以及

(iii)低粘度聚阴离子纤维素(Pac-LV)。

在一些实施方式中，所述钻井液在低剪切速率下表现出粘度增加。在一些实施方式中，当所述钻井液的剪切速率低于约0.01 1/s时，在约23℃至约25℃时测量的钻井液的粘度约为10000cp或更高。在一些实施方式中，当所述钻井液的剪切速率约为0.01 1/s时，在约23℃至约25℃时测量的钻井液的粘度约为6100cp或更高。

在一些实施方式中，所述钻井液在高剪切速率下表现出粘度增加。在一些实施方式中，当所述钻井液的剪切速率约为1000 1/s或更高时，在约23℃至约25℃时测量的所述钻井液的粘度约为12cp或更低。

在一些实施方式中，所述钻井液包括约0.1％至约0.5％w/w的黄原胶、约0.02％至约0.1％w/w的PHPA、以及约0.02％至约0.1％w/w的Pac-LV。在一些实施方式中，所述钻井液包括约0.18％w/w的黄原胶、约0.05％w/w的PHPA、以及约0.02％w/w的Pac-LV。

在一些实施方式中，所述钻井液还包括瓜尔豆胶。在一些实施方式中，所述钻井液包括高达约0.1％w/w的瓜尔豆胶。在一些实施方式中，所述钻井液包括高达约0.02％w/w的瓜尔豆胶。在一些实施方式中，所述钻井液包括约0.18％w/w的黄原胶、约0.05％w/w的PHPA、约0.02％w/w的Pac-LV、以及约0.02％w/w的瓜尔豆胶。

在一些实施方式中，所述钻井液还包括常规粘度的聚阴离子纤维素(regularviscosity polyanionic cellulose,Pac-RV)。在一些实施方式中，所述钻井液包括高达约0.1％w/w的Pac-RV。在一些实施方式中，所述钻井液包括约0.01％w/w的Pac-RV。在一些实施方式中，所述钻井液包括约0.18％w/w的黄原胶、约0.05％w/w的PHPA、约0.02％w/w的Pac-LV、约0.02％w/w的瓜尔豆胶、以及约0.01％w/w的Pac-RV。

在一些实施方式中，所述钻井液还包括氯化钾。在一些实施方式中，所述钻井液包括高达约8.0％w/w的氯化钾。在一些实施方式中，所述钻井液包括约4％的氯化钾。在一些实施方式中，所述钻井液包括约0.18％w/w的黄原胶、约0.05％w/w的PHPA、约0.02％w/w的Pac-LV、约0.02％w/w的瓜尔豆胶、约0.01％w/w的Pac-RV、以及约4.0％w/w的氯化钾。

在一些实施方式中，钻井液基本上不含固体颗粒。

在一些实施方式中，诸如在钻井期间遇到显著裂缝时，本发明前述方面的钻孔钻井液可以包括用于特定应用的固体颗粒。就此而言，可以将固体桥堵剂添加到钻井液中以控制液体和岩屑损失。

因此，在一些实施方式中，所述钻井液包括膨润土。在一些实施方式中，所述钻井液包括约0.01％至约2.0％w/w的膨润土。在一些实施方式中，所述钻井液包括约1.2％w/w的膨润土。在一些实施方式中，所述钻井液包括约0.3％w/w的黄原胶、约0.05％w/w的PHPA、约0.02％w/w的Pac-LV、以及约1.2％w/w的膨润土。

在一些实施方式中，所述钻井液还包括纤维。在一些实施方案中，所述钻井液包括高达约5.0％w/w的纤维。在一些实施方案中，所述钻井液包括约4.8％w/w的纤维。

在一些实施方案中，所述钻井液包括约0.3％w/w的黄原胶、约0.05％w/w的PHPA、约0.02％w/w的Pac-LV、约0.02％w/w的瓜尔豆胶、约0.01％w/w的Pac-RV、约1.2％w/w的膨润土、以及约4.8％w/w的纤维。

在一些实施方式中，所述钻井液还包括石墨。在一些实施方案中，所述钻井液包括约1.0％至约10％w/w的石墨。在一些实施方案中，所述钻井液包括约6.0％w/w的石墨。在一些实施方案中，所述钻井液包括约0.3％w/w的黄原胶、约0.05％w/w的PHPA、约0.05％w/w的Pac-LV、约0.02％w/w的瓜尔豆胶、约1.2％w/w的膨润土、以及约6.0％w/w的石墨

附图说明

为了进一步理解本发明的方面和优势，应当连通附图参照以下详细描述，附图说明了本发明的某些实施方式。

图1-为示出了当通过1mm孔径的裂缝的液体损失为100公升/分钟时，远离钻孔的裂缝壁上的钻井液剪切速率变化的图。该估值是针对功率指数为0.6的液体。

图2-为示出了使用HAAKE流变仪对示例性钻井液进行流变性测试的，剪切速率(图2A)随时间变化、及施加在液体上的相应剪切应力(图2B)随时间变化的结果的图。

图3-为图2中示例性钻井液在中等剪切速率范围内的流变性测试结果图。图3A在中等剪切速率范围(0至200 1/s)内从图2A中提取数据。图3B示出了在该中等剪切速率范围内施加在液体上的剪切应力随时间的变化。

图4-为图2中示例性钻井液在低剪切速率范围内的流变性测试结果图。图4A在低剪切速率范围(0至0.1 1/s)内从图2A中提取数据。图4B示出了在该低剪切速率范围内施加在液体上的剪切应力随时间的变化。

图5-为与单独的钻井液的各个组分相比，根据本发明的实施方式的钻井液(0.18％XG/0.05％PHPA/0.02％Pac-LV)的流变性测试(低剪切速率范围)结果图。

图6-为与单独的钻井液的各个组分相比，根据本发明的实施方式的钻井液(0.18％XG/0.05％PHPA/0.02％Pac-LV)的流变性测试(高剪切速率范围)结果图。

图7-为与单独的钻井液的各个组分相比，根据本发明的实施方式的钻井液(0.18％XG/0.05％PHPA/0.02％Pac-LV/0.02％GG)的流变性测试(低剪切速率范围)结果图。

图8-为与单独的钻井液的各个组分相比，根据本发明的实施方式的钻井液(0.18％XG/0.05％PHPA/0.02％Pac-LV/0.02％GG/0.01％Pac-RV)的流变性测试(低剪切速率范围)结果图。

图9-为与单独的钻井液的各个组分相比，根据本发明的实施方式的钻井液(0.18％XG/0.05％PHPA/0.02％Pac-LV/0.02％GG/0.01％Pac-RV)的流变性测试(高剪切速率范围)结果图。

图10-为与单独的钻井液的各个组分相比，根据本发明的实施方式的钻井液(0.3％XG/0.05％PHPA/0.02％Pac-LV/1.2％或2.0％膨润土)的流变性测试(低剪切速率范围)结果图。

图11-为与单独的钻井液的各个组分相比，根据本发明的实施方式的钻井液(0.3％XG/0.05％PHPA/0.02％Pac-LV/1.2％或2.0％膨润土)的流变性测试(高剪切速率范围)结果图。

图12-为与商业可获取的钻井液(斯百克特开普(Spectrocap)、CR650和科尔威尔(Corewell))相比，根据本发明的实施方式的钻井液(0.18％XG/0.05％PHPA/0.02％Pac-LV或0.18％XG/0.05％PHPA/0.02％Pac-LV/0.02％GG)的流变性测试(低剪切速率范围)结果图。

图13-为示出了与单独包括单一商业聚合物(Pac-RV)的钻井液成分性能相比，根据本发明的某些实施方式的两种钻井液(CTrol和CTrolX)在第一现场试验中的性能。

图14-为在第二现场试验中钻井期间追踪液体损失进展的图。

图15-为示出了钻井期间在注入CTrolX之后的第二现场试验钻井期间改进液体回流的图。

图16-为示出了用CTrolX处理损失区后持续的钻井液回流25分钟的图。

图17-为示出了根据本发明实施方式的钻井液成分(0.18％XG/0.05％PHPA/0.02％Pac-LV/0.02％GG/0.01％Pac-RV/4.0％KCl)能够控制第三现场试验中钻井疏松的地层期间钻井液损失的图。

图18-为第三现场试验的结果的图，其示出了暴露原始岩石、完全发生钻井液损失、和重新开始的由根据图17(数据来自图17)的钻井液成分赋予的液体回流的重复事件。

图19-为实施例3中使用的流体损失模拟器(Fluid Loss Simulator,FSL)的示意图。A：装有砂石和液体的透明管；B：刻度接收缸；C：空气压缩机；D：入口压力传感器(德国威卡(Wika))；E：出口压力传感器(1Bar)；F：数据采集(DAQ)；和G：具有数据采集软件的计算机(CATMAN)。

图20-为示出了在实施例3中使用的FLS的特性标准曲线的图。

具体实施方式

发明人已经确定可以通过增加流入裂缝和疏松地面的钻井液压力降而在钻孔钻井期间控制钻井液和岩屑损失。这可以通过扩展钻井液的非牛顿行为来实现，其中，液体在低剪切速率下展现出高粘度，并在高剪切速率下展现出低粘度。发明人已经确认了满足这些特性的特定钻井液配方/成分。

因此，某些公开的实施方式提供了具有一种或多种优势的成分、方法、产品及其用途。例如，本文公开的一些实施方式的一些优点包括以下一种或多种：用于钻孔钻井的新型钻井液成分；改进钻孔钻井期间液体和岩屑损失控制的钻井液成分；基本上不含固体颗粒的、并与钻井操作中使用的井底马达(downhole motor)兼容的钻井液成分；用于钻孔钻井的新方法，该钻孔钻井利用本文描述的钻井液成分；用于在钻孔钻井期间减少液体和岩屑损失的新方法；或者提供现有钻井液和方法的商业替代品。本文中提供了本公开的一些实施方式的其他优点。

在一个实施方式中，本发明提供了一种钻孔钻井液，其包括一下聚合物组分：

(i)黄原胶；

(ii)低分子量的部分水解聚丙烯酰胺(PHPA)；以及

(iii)低粘度聚阴离子纤维素(Pac-LV)。

如本文所使用的，术语“钻孔(borehole)”(等类似的术语，诸如“井”、“井眼(wellbore)”是指钻入土壤或穿透土壤的孔。这可能包括在陆地或海床上钻的孔。钻孔包括钻井的任何有壳或无壳的部分、或者钻井中的任何其他管状物。钻孔可以具有垂直、水平、或介于两者之间的任何部分，并且钻孔可以具有直的、弯曲的、或分支的部分。

黄原胶(CAS登记号111-38-66-2)为黄单胞菌属(Xanthomonas)的革兰氏阴性细菌产生的细胞外聚合物。作为支链多糖，其具有纤维二糖主链作为重复单元、以及由三糖组成侧链，该三糖由D-甘露糖(β-1,4)、D-葡萄糖醛酸(β-1,2)和D-甘露糖组成，它们通过α-1,3键附接至主链中的交替葡萄糖残基。黄原胶链的平均组成取决于所使用的黄单胞菌属变种以及产酶条件。用于产生黄原胶的典型的黄单胞菌属变种包括黄单胞杆菌(X.arboricola)、黄单胞菌(X.axonopodis)、野油菜黄单胞菌(X.campestris)、柠檬黄单胞菌(X.citri)、草莓黄单胞菌(X.fragaria)、甘咪苏丹黄单胞菌(X.gummisudans)、黄花黄单胞菌(X.juglandis)、菜豆黄单胞菌(X.phaseoli)、血管黄单胞菌(X.vasculorium)。然而，野油菜黄单胞菌是用于黄原胶工业生产最常见的变种。

已经广泛报道了关于发酵产量和黄原胶分子特征的生产参数的影响，并且对于本领域的技术人员来讲是众所周知的，该参数诸如生物反应器类型、连续或分批操作、生长培养基中的营养素类型和浓度、生长培养基的最佳pH和温度、以及氧输送率。

如上面所指出的，黄原胶的工业生产主要是基于使用野油菜黄单胞菌的葡萄糖发酵。发酵工艺之后，对发酵液进行巴氏消毒以消除微生物，将黄原胶在乙醇中沉淀、喷雾干燥，或在水中再悬浮并沉淀。然而，黄原胶在商业上很容易获得，并且可以从诸如通用词汇商店(general glossary shops)、制药公司以及钻井液制造商/经销商的资源处获取，钻井液制造商/经销商诸如澳大利亚泥浆公司(巴尔卡塔(Balcatta)，西澳大利亚州，澳大利亚)、贝克休斯(Baker Hughes)(休斯顿，德克萨斯州，美国)、米斯瓦科公司(M-I Swaco)(美国)等。

黄原胶也被称为活性胶CX 9(Actigum CX 9)、ADM 40、AMC XAN BORE、B1459、生物聚合物(Biopolymer)9702、生物聚合物XB 23、生物赞(Biozan)R、比斯费特(Bisfect)XA200、比斯到普(Bistop)、塞罗加(Ceroga)、化学凝胶(Chemicogel)、脱氢黄原胶、多维斯(Duovis)、E 415、埃稠胶(Echogum)、埃稠胶630、埃稠胶F、埃稠胶GM、埃稠胶RD、埃稠胶SF、埃稠胶T、氯醇胶(Eco-Gum)、氯醇胶F、埃科胶凯特洛尔(Ekogum ketorol)、诺弗洛X(Enorflo X)、弗洛孔(Flocon)1035、弗洛孔4800、弗洛孔4800C、浮钻(Flodrill)S、银河(Galaxy)XB、戈马黄原胶(goma Xantham)、戈姆黄原胶(Gomme xanthane)、GUM、XANTHAN、古米坎(Gumixan)K、胶姆剂(Gums)、黄单胞菌属、伊德维(Idvis)、英格尔(Inagel)V 10、英格尔V10K、英格尔V 7T、永本兹劳尔(Jungbunzlauer)ST、K 5C151、K 9C57、凯尔蔻(Kelco)BT、凯尔蔻CGT、凯尔登特(Keldent)、凯尔夫洛(Kelflo)、凯特洛尔(KELTROL)、凯特洛尔1000、凯特洛尔630、凯特洛尔ASXT、凯特洛尔BT、凯特洛尔CG、凯特洛尔CGSFT、凯特洛尔CGT、凯特洛尔F、凯特洛尔HP、凯特洛尔K 5C151、凯特洛尔RD,、凯特洛尔SF、凯特洛尔T、凯特洛尔TF、凯特洛尔TF 1000、凯尔赞(Kelzan)、凯尔赞140X、凯尔赞AR、凯尔赞ASX、凯尔赞ASXT、凯尔赞D、凯尔赞F、凯尔赞HP、凯尔赞M、凯尔赞MF、凯尔赞RD、凯尔赞S、凯尔赞SS 4000、凯尔赞ST、凯尔赞T、凯尔赞XC、凯尔赞XCD、凯尔赞XG、凯尔赞ZN 4471116、Kem-Kh、单细胞生物胶(Monad Gum)DA、单细胞生物胶DA、单细胞生物胶GS、莫尔特胶(Monategum)GS、新软(Neosoft)XC、新软XKK、新软XO、新软Z、新软ZZ、诺万克森(Novaxan)200、N-VIS、奥普特森(OptiXan)D、奥恩岛(Orno)X、PH极速(Rapid)、多糖B 1459、多糖胶、流变流(Rheoflow)CD1、流变流CD 4、流变胶(Rheogel)、汉生胶(Rhodicare)S、汉生胶T、罗迪克(Rhodigel)、罗迪克200、罗迪克23、罗迪克80、罗迪克清洁(Rhodigel Clear)、超凝罗迪克(RhodigelUltra)、罗丹弗勒德(Rhodoflood)XR 75、罗多波尔(Rhodopol)23、罗多波尔23P、罗多波尔23U、罗多波尔50MD、罗多波尔R 23、罗多波尔T、罗多波尔XGD、沙伯山(Saboksan)、圣埃斯(San Ace)、圣埃斯BS、圣埃斯C、圣埃斯E-S、圣埃斯NXG-C、圣埃斯NXG-S、沙拉山(Saraksan)、沙拉山、沙曲烷(Satiaxane)CX 90、沙曲烷CX 90T、沙曲烷CX 910、沙曲烷CX911、夏尔弗洛(Shellflo)XA、夏尔弗洛XA140、索爱克森(Soaxan)、索爱克森XG 550、挪威国油(Statoil)XC 44F4、TGCS、超黄原胶(Ultra Xanthan)、超黄原胶V 7、万赞(Vanzan)、万赞NF、VIS TOP D 3000、VIS TOP D 3000C、VIS TOP D 3000DF-C、VS 900、VT 819、WT 5100、桑博尔(Xanbore)、赞弗洛德(Xanflood)、黄原胶(Xantham gum)、黄原胶(Xanthan)、黄原胶生物聚合物、黄原胶614、黄原胶ST、黄原胶树胶(Xanthan Gummi)、咕吨胶(Xanthane gum)、黄单胞菌属胶(Xanthomonas gum)、赞索罗(Xanthural)75、赞索罗180、赞索罗75、萨恩维斯(Xanvis)、XB 23、XC 85II-F4、XCD、XG 550、以及X-VIS。

在一些实施方式中，存在于本发明的钻孔钻井液中的黄原胶的量，可以在钻井液的重量(w/w)的约0.1％至约0.5％范围内，涵盖其之间的任何数值和范围。例如，黄原胶可以存在于钻井液的重量(w/w)的以下范围内：约0.1％至0.48％、0.1％至0.46％、0.1％至0.44％、0.1％至0.42％、0.1％至0.4％、0.1％至0.38％、0.1％至0.36％、0.1％至0.34％、0.1％至0.32％、0.1％至0.3％、0.1％至0.28％、0.1％至0.26％、0.1％至0.24％、0.1％至0.22％、0.1％至0.2％、0.1％至0.18％、0.1％至0.16％、0.1％至0.14％、0.1％至0.12％、0.12％至0.5％、0.12％至0.48％、0.12％至0.46％、0.12％至0.44％、0.12％至0.42％、0.12％至0.4％、0.12％至0.38％、0.12％至0.36％、0.12％至0.34％、0.12％至0.32％、0.12％至0.3％、0.12％至0.28％、0.12％至0.26％、0.12％至0.24％、0.12％至0.22％、0.12％至0.2％、0.12％至0.18％、0.12％至0.16％、0.12％至0.14％、0.14％至0.5％、0.14％至0.48％、0.14％至0.46％、0.14％至0.44％、0.14％至0.42％、0.14％至0.4％、0.14％至0.38％、0.14％至0.36％、0.14％至0.34％、0.14％至0.32％、0.14％至0.3％、0.14％至0.28％、0.14％至0.26％、0.14％至0.24％、0.14％至0.22％、0.14％至0.2％、0.14％至0.18％、0.14％至0.16％、0.16％至0.5％、0.16％至0.48％、0.16％至0.46％、0.16％至0.44％、0.16％至0.42％、0.16％至0.4％、0.16％至0.38％、0.16％至0.36％、0.16％至0.34％、0.16％至0.32％、0.16％至0.3％、0.16％至0.28％、0.16％至0.26％、0.16％至0.24％、0.16％至0.22％、0.16％至0.2％、0.16％至0.18％、0.18％至0.5％、0.18％至0.48％、0.18％至0.46％、0.18％至0.44％、0.18％至0.42％、0.18％至0.4、0.18％至0.38％、0.18％至0.36％、0.18％至0.34％、0.18％至0.32％、0.18％至0.3％、0.18％至0.28％、0.18％至0.26％、0.18％至0.24％、0.18％至0.22％、0.18％至0.2％、0.2％至0.5％、0.2％至0.48％、0.2％至0.46％、0.2％至0.44％、0.2％至0.42％、0.2％至0.4％、0.2％至0.38％、0.2％至0.36％、0.2％至0.34％、0.2％至0.32％、0.2％至0.3％、0.2％至0.28％、0.2％至0.26％、0.2％至0.24％、0.2％至0.22％、0.22％至0.5％、0.22％至0.48％、0.22％至0.46％、0.22％至0.44％、0.22％至0.42％、0.22％至0.4％、0.22％至0.38％、0.22％至0.36％、0.22％至0.34％、0.22％至0.32％、0.22％至0.5％、0.22％至0.48％、0.22％至0.46％、0.22％至0.44％、0.22％至.042％、0.22％至0.4％、0.22％至0.38％、0.22％至0.36％、0.22％至.34％、0.22％至0.32％、0.22％至0.3％、0.22％至0.28％、0.22％至0.26％、0.22％至0.24％、0.24％至0.5、0.24％至0.48％、0.24％至0.46％、0.24％至0.44％、0.24％至0.42％、0.24％至0.4％、0.24％至0.38％、0.24％至0.36％、0.24％至0.34％、0.24％至0.32％、0.24％至0.3％、0.24％至0.28％、0.24％至0.26％、0.26％至0.5％、0.26％至0.48％、0.26％至0.46％、0.26％至0.44％、0.26％至0.42％、0.26％至0.4％、0.26％至0.38％、0.26％至0.36％、0.26％至0.34％、0.26％至0.32％、0.26％至0.3％、0.26％至0.28％、0.28％至0.5％、0.28％至0.48％、0.28％至0.46％、0.28％至0.44％、0.28％至0.42％、0.28％至0.4％、0.28％至0.38％、0.28％至0.36％、0.28％至0.34％、0.28％至0.32％、0.28％至0.3％、0.3％至0.5％、0.3％至0.48％、0.3％至0.46％、0.3％至0.44％、0.3％至0.42％、0.3％至0.4％、0.3％至0.38％、0.3％至0.36％、0.3％至0.34％、0.3％至0.32％、0.32％至0.5％、0.32％至0.48％、0.32％至0.46％、0.32％至0.44％、0.32％至0.42％、0.32％至0.4％、0.32％至0.38％、0.32％至0.36％、0.32％至0.34％、0.34％至0.5％、0.34％至0.48％、0.34％至0.46％、0.34％至0.44％、0.34％至0.42％、0.34％至0.4％、0.34％至0.38％、0.34％至0.36％、0.36％至0.5％、0.36％至0.48％、0.36％至0.46％、0.36％至0.44％、0.36％至0.42％、0.36％至0.4％、0.36％至0.38％、0.38％至0.5％、0.38％至0.48％、0.38％至0.46％、0.38％至0.44％、0.38％至0.42％、0.38％至0.4％、0.4％至0.5％、0.4％至0.48％、0.4％至0.46％、0.4％至0.44％、0.4％至0.42％、0.42％至0.5％、0.42％至0.48％、0.42％至0.46％、0.42％至0.44％、0.44％至0.5％、0.44％至0.48％、0.44％至0.46％、0.46％至0.5％、0.46％至0.48％、以及0.48％至0.5％。

在一些实施方式中，黄原胶在钻井液中以高达约0.18％w/w的量存在。在一些实施方式中，黄原胶在钻井液中以约0.18％w/w的量存在。然而，本领域技术人员应当领会到的是，在诸如在钻井深度超过500米处观察到的那些温度升高处，可以使用更高浓度的黄原胶(例如高达约0.5％(w/w))。

如上面所指出的，低分子量的部分水解聚丙烯酰胺是本发明的钻孔钻井液的另一聚合物成分。部分水解聚丙烯酰胺(也被称为“PHPA”)是合成聚合物，并且可以包括由聚合、及随后水解的丙烯酰胺(丙烯酰胺的较低同系物)或者与丙烯酸盐的共聚丙烯酰胺等。这样的合成技术对于本领域技术人员来讲是已知的。当聚丙烯酰胺被商业化生产时，其通常包含在制造过程中无意间赋予的1至2摩尔百分数的水解(羧酸盐)内容物(content)。实际上，直到羧酸盐含量超过约2摩尔百分数时，聚丙烯酰胺通常才被称为PHPA。

在一些实施方式中，PHPA的水解百分比(和/或为羧基、或者已经水解形成羧基的聚丙烯酰胺的酰胺基的占比)可以在约5.0％、7.5％、10％、12.5％、15％、17.5％、20％、22.5％和25％的下限至约50％、47.5％、45％、42.5％、40％、37.5％、35％、32.5％、30％、27.5％和25％的上限的范围内，涵盖其之间的任何数值及子集。例如，在一些实施方式中，PHPA的水解百分率可以在约20％至约40％的范围内，涵盖其之间的任何数值和子集。

PHPA的分子量可以在约10000Da、100000Da、1000000Da、2000000Da、3000000Da、4000000Da、5000000Da、6000000Da、7000000Da、8000000Da、9000000Da和10000000Da的下限至约22000000Da、21000000Da、20000000Da、19000000Da、18000000Da、17000000Da、16000000Da、15000000Da、14000000Da、13000000Da、12000000Da、11000000Da和10000000Da的上限范围内，涵盖其之间的任何数值和子集。例如，在一些实施方式中，the PHPA的分子量可以在约5000000Da至约22000000Da的范围内，涵盖其之间的任何数值和子集。

用于本发明的钻井液中的PHPA可以为酸形式或盐形式。在一些实施方式中，PHPA为盐形式，优选为钠盐形式。

这样的商业可获得的PHPA聚合物的实施例包括聚合物经销商，诸如爱森絮凝剂(SNF Floerger)(法国)、BASF(休斯顿，德克萨斯州，美国)，还有各种钻井液供应商、诸如鑫海(Xinhai)(中国)以及北京恒聚化工集团公司(中国)。

在一些实施方式中，存在于本发明的钻孔钻井液中的PHPA的量可以在钻井液的重量(w/w)的约0.02％至约0.1％范围内，涵盖其之间的任何数值和范围。例如，PHPA可以存在于钻井液的0.02％至0.09％、0.02％至0.08％、0.02％至0.07％、0.02％至0.06％、0.02％至0.05％、0.02％至0.04％、0.02％至0.03％、0.03％至0.1％、0.03％至0.09％、0.03％至0.08％、0.03％至0.07％、0.03％至0.06％、0.03％至0.05％、0.03％至0.04％、0.04％至0.1％、0.04％至0.09％、0.04％至0.08％、0.04％至0.07％、0.04％至0.06％、0.04％至0.05％、0.05％至0.1％、0.05％至0.09％、0.05％至0.08％、0.05％至0.07％、0.05％至0.06％、0.06％至0.1％、0.06％至0.09％、0.06％至0.08％、0.06％至0.07％、0.07％至0.1％、0.07％至0.09％、0.07％至0.08％、0.08％至0.1％、0.08％至0.09％和0.09％至0.1％w/w的范围内。

在一些实施方式中，PHPA在钻井液中以高达约0.05％w/w的量存在。在一些实施方式中，PHPA在钻井液中以约0.05％w/w的量存在。然而，本领域技术人员应当理解的是，可以使用比此更高或更低的PHPA浓度(落入钻井液的约0.02％至约0.1％w/w的范围内)。

低粘度聚阴离子纤维素(本文中称为“Pac-LV”)是本发明的钻孔钻井液的另一聚合物成分。聚阴离子纤维素(PAC)是由天然纤维素通过化学修饰制得的水溶性纤维素醚衍生物。PAC是白色粉末、无毒、无味，且在水中可溶，以形成粘稠溶液。PAC属于聚合物阴离子电解质，并且典型地从碱性纤维素和氯乙酸的异丙醇溶液通过醚化反应获得。生产PAC的原材料与用于生产羧甲基纤维素的原始材料相似，但是在生产过程中，采用了不同降解方法，使得β-葡萄糖基的环结构中的羟基取代物更加均匀。

Pac-LV还被称为Pac-L，并且可以从各种钻井液供应商处购买，诸如澳大利亚泥浆公司(巴尔卡塔，西澳大利亚州，澳大利亚)、贝克休斯(休斯顿，德克萨斯州，美国)、西德利化工(Sidley Chemical)(临沂市，中国)、全球钻井液及化学品有限公司(德里，印度)和泥浆巨积(Mud Logic)(澳大利亚)。

在一些实施方式中，存在于本发明的钻孔钻井液中的Pac-LV的量可以在钻井液的重量(w/w)的约0.02％至约0.1％范围内，涵盖其之间的任何数值和范围。例如，Pac-LV可以存在于钻井液的0.02％至0.09％、0.02％至0.08％、0.02％至0.07％、0.02％至0.06％、0.02％至0.05％、0.02％至0.04％、0.02％至0.03％、0.03％至0.1％、0.03％至0.09％、0.03％至0.08％、0.03％至0.07％、0.03％至0.06％、0.03％至0.05％、0.03％至0.04％、0.04％至0.1％、0.04％至0.09％、0.04％至0.08％、0.04％至0.07％、0.04％至0.06％、0.04％至0.05％、0.05％至0.1％、0.05％至0.09％、0.05％至0.08％、0.05％至0.07％、0.05％至0.06％、0.06％至0.1％、0.06％至0.09％、0.06％至0.08％、0.06％至0.07％、0.07％至0.1％、0.07％至0.09％、0.07％至0.08％、0.08％至0.1％、0.08％至0.09％和0.09％至0.1％w/w的范围内。

在一些实施方式中，Pac-LV在钻井液中以高达约0.02％w/w的量存在。在一些实施方式中，Pac-LV在钻井液中以约0.02％w/w的量存在。然而，本领域技术人员应当理解的是，可以使用比此更高或更低的Pac-LV浓度(落入钻井液的约0.02％至约0.1％w/w的范围内)。

在本发明一些实施方式中，钻孔钻井液包括约0.18％w/w的黄原胶、约0.05％w/w的PHPA、以及约0.02％w/w的Pac-LV。

在一些实施方式中，本发明的钻井液还包括瓜尔豆胶。瓜尔豆胶(CAS登记号9000-30-0)为由糖半乳糖和甘露醇组成的多聚糖。瓜尔豆胶的主链为β1,4-链接的甘露醇残基直链，在每第二个甘露糖上半乳糖残基与β1,4-链接的甘露糖残基1,6-链接，形成短的侧支。

瓜尔豆胶由瓜尔豆制得，瓜尔豆主要生长在印度、巴基斯坦、美国、澳大利亚和非洲。瓜尔豆胶的商业生产通常使用焙烧、差别磨损、筛分和抛光工艺。瓜尔豆种子从植株分离并使其干燥。将瓜尔豆片浸透以进行预水化，然后将具有足够高的水分含的浸透的豆片通过切片机。研磨切片的瓜尔豆片并使其干燥。瓜尔豆胶还可以从一些商业供应商处购买，诸如健康食品商店和药店、阿格罗胶(印度)、全球钻井液及化学品有限公司(德里，印度)、以及澳大利亚泥浆公司(巴尔卡塔，西澳大利亚州，澳大利亚)。

瓜尔豆胶还被称为1212A、微晶纤维素(Avicel)CE 15、博耐特(Burtonite)V 7E、C1000、C 1000(胶)、C 250、C 250(胶)、塞尔邦德(Celbond)7、塞尔卡胶(Celca-Gum)D49D、CG 70、CP 3300、CSAA-M 80、CSA-M 175、瓜儿豆属胶(Cyamopsis gum)、迪尔卡(Dealca)TP1、迪尔卡TP 2、德科尔帕(Decorpa)、杜克胶(Duck Gum)800、戴科尔(Dycol)4500、E 412、爱迪科尔(Edicol)ULV 50、EGMB、麦草胶(Emcogum)CSAA、蒽冒胶(Emulgum)200、蒽冒胶200S、FFH 200、FG-HV、细口胶(Fine Gum)G、细口胶G17、福木森(Frimulsion)BM、G 50、格莱科特索尔(Galactasol)、格莱科特索尔20H5FI、格莱科特索尔211、格莱科特索尔270、格莱科特索尔30M1F、银河1083、根德里尔蒂克(Gendril Thik)、金德里夫(Gendriv)162、胍尔豆胶(goma guar)、戈姆德瓜尔胶(Gomme de guar)、GR 10、瓜帕克(Guapack)PF 20、瓜帕克PN、瓜尔豆、瓜尔豆5200、瓜尔粉、瓜尔豆胶(由豆科植物瓜儿豆)、瓜尔胶树胶(Guar Gummi)、瓜尔豆HV 7000CPS、瓜尔豆超级卡尔惊精细(Guar Supercol U Fine)、瓜尔豆WW250F、瓜尔糖(Guaran)、瓜塞尔(Guarcel)302、瓜塞尔U 40、瓜塞尔D15、瓜尔豆属胶(Gumcyamopsis)、瓜尔豆胶、GUM、GUAR、胶姆剂(Gums)、瓜尔豆、GV 23/2、GW 4、GW 4AFG、何博派克(Herbapeck)SF 08、Higum 551、羟丙基半乳甘露聚糖醚(HYDROXYPROPYL GALACTOMANNAN ETHER)、英格尔GR 10、英格尔GR 10C、因达卡(Indalca)AG、因达卡AG-BV、因达卡AG-HV、J 2Fp、J 3000、加尔胶(Jaguar)170、加尔胶2100、加尔胶2204、加尔胶2243、加尔胶2513、加尔胶2610、加尔胶2638、加尔胶387、加尔胶6000、加尔胶6003、加尔胶6003VT、加尔胶7500X、加尔胶8200、加尔胶A 20B、加尔胶A 20D、加尔胶A 40F、加尔胶HP 140、加尔胶MDD、加尔胶MDD-I、K 4492、KWL 2000、蕾姆普朗特(Lameprint)DX 9、拉姆胶(Lamgum)200、Lej Guar、LGC 1、莱普卡德(Lipocard)、洛斯(Loloss)、莱克艾德(Lycoid)DR、甲普罗芬(Meyprofin)M 175、梅普罗加特(Meyprogat)30、梅普罗加特7、梅普瓜尔(Meypro-Guar)50、梅普瓜尔CSAA 200/50、梅普瓜尔CSAA-M 225、梅普胶(Meyprogum)L、梅普胶TC 47、新软G11、纽格林(Newgelin)G 100、NGL 8158、奥鲁诺(Oruno)G 1、PAK-T 80、派普塞兹(Papsize)7、PF 20、瑞士宝利特(Polytex)100、普罗科(Procol)F、普罗科S1、普罗科U、兰泰克(Rantec)4000、兰泰克D1、雷戈诺尔(Regonol)、赖恩瓜林(Rein Guarin)、RG 100、RT 3088、苏瓜尔(Soaguar)RG 100、用溶剂提纯的瓜尔胶、斯丹麦尔科(Stamulcol)ULV 500、超级泰克(Super Tack)、超级卡尔(Supercol)、超级卡尔G 2H、超级卡尔G 2S、超级卡尔GF、超级卡尔U、超级卡尔U粉末、合成胶(Syngum)D 46D、单瓜尔(Uni-Guar)、单瓜尔80、维帝科尔姆(Vidocreme)A、维帝胶(Vidogum)G 120/1501、维帝胶G 200-1、维帝胶GH 175、维帝胶GHK 175、VIS TOP B 20、VISTOP D 1321、VIS TOP D 20、VIS TOP D 2022、VIS TOP D 2029、VIS TOP LH 303、维帝胶BCR 13/80、维帝胶HV 100T、维帝胶HV 3000、维帝胶HV 3000A、VLV、WG 15、WG 19、WG 1L、WOGU 4401、X 5363、α-D-半乳吡喃-β-D-甘露吡喃和α-D-半乳糖-β-D-甘露聚糖。

在根据本发明实施方式的钻孔钻井液中瓜尔豆胶的量可以高达钻井液的重量(w/w)的0.1％。例如，瓜尔豆胶可以存在于钻井液的约0.01％至约0.1％w/w的范围内，涵盖其之间的任何数值和范围。例如，瓜尔豆胶可以存在于钻井液的0.01％至0.09％、0.01％至0.08％、0.01％至0.07％、0.01％至0.06％、0.01％至0.05％、0.01％至0.04％、0.01％至0.03％、0.01％至0.02％、0.02％至0.09％、0.02％至0.08％、0.02％至0.07％、0.02％至0.06％、0.02％至0.05％、0.02％至0.04％、0.02％至0.03％、0.03％至0.1％、0.03％至0.09％、0.03％至0.08％、0.03％至0.07％、0.03％至0.06％、0.03％至0.05％、0.03％至0.04％、0.04％至0.1％、0.04％至0.09％、0.04％至0.08％、0.04％至0.07％、0.04％至0.06％、0.04％至0.05％、0.05％至0.1％、0.05％至0.09％、0.05％至0.08％、0.05％至0.07％、0.05％至0.06％、0.06％至0.1％、0.06％至0.09％、0.06％至0.08％、0.06％至0.07％、0.07％至0.1％、0.07％至0.09％、0.07％至0.08％、0.08％至0.1％、0.08％至0.09％和0.09％至0.1％w/w的范围内。

在一些实施方式中，瓜尔豆胶在钻井液中以高达约0.02％w/w的量存在。然而，本领域技术人员应当理解的是，可以使用比此更高或更低的瓜尔豆胶浓度(并存在于钻井液高达约0.1％w/w量范围内)。

在本发明一些实施方式中，钻孔钻井液包括约0.18％w/w的黄原胶、约0.05％w/w的PHPA、约0.02％w/w的Pac-LV、以及约0.02％w/w的瓜尔豆胶。

在一些实施方式中，本发明的钻井液还包括常规粘度的聚阴离子纤维素(本文中称为“Pac-RV”)。关于聚阴离子纤维素的详细内容在上文中提出。Pac-RV与Pac-LV之间的差异仅在于聚阴离子纤维素的粘度范围。就此而言，Pac-RV可在很宽的剪切速率范围内进行改进，而Pac-LV主要改变了低端流变性、并且在其他应用中可以帮助膨润土基钻井液的过滤。将Pac-RV加入到水中导致非牛顿行为，而加入Pac-LV会增加粘度，但主要是成比例地增加剪切率剪切速率范围，即液体(Pac-LV和水)可以按照牛顿学说来描述。Pac-RV可以从如上面所指出的与Pac-LV相同的资源获取。

在根据本发明实施方式的钻孔钻井液中Pac-RV的量可以高达钻井液的重量(w/w)的0.1％。例如，Pac-RV可以存在于钻井液的约0.01％至约0.1％w/w的范围内，涵盖其之间的任何数值和范围。例如，Pac-RV可以存在于钻井液的0.01％至0.09％、0.01％至0.08％、0.01％至0.07％、0.01％至0.06％、0.01％至0.05％、0.01％至0.04％、0.01％至0.03％、0.01％至0.02％、0.02％至0.09％、0.02％至0.08％、0.02％至0.07％、0.02％至0.06％、0.02％至0.05％、0.02％至0.04％、0.02％至0.03％、0.03％至0.1％、0.03％至0.09％、0.03％至0.08％、0.03％至0.07％、0.03％至0.06％、0.03％至0.05％、0.03％至0.04％、0.04％至0.1％、0.04％至0.09％、0.04％至0.08％、0.04％至0.07％、0.04％至0.06％、0.04％至0.05％、0.05％至0.1％、0.05％至0.09％、0.05％至0.08％、0.05％至0.07％、0.05％至0.06％、0.06％至0.1％、0.06％至0.09％、0.06％至0.08％、0.06％至0.07％、0.07％至0.1％、0.07％至0.09％、0.07％至0.08％、0.08％至0.1％、0.08％至0.09％和0.09％至0.1％w/w的范围内。

在一些实施方式中，Pac-RV在钻井液中以约0.01％w/w的量存在。然而，本领域技术人员应当理解的是，可以使用比此更高或更低的Pac-RV浓度(并存在于钻井液高达约0.1％w/w量范围内)。

在本发明一些实施方式中，钻孔钻井液包括约0.18％w/w的黄原胶、约0.05％w/w的PHPA、约0.02％w/w的Pac-LV、约0.02％的瓜尔豆胶、以及约0.01％w/w的Pac-RV。

本发明的钻孔钻井液的前述聚合物成分包含在基液中，该基液可以包括本领域已知的任何合的液体，诸如水溶液、非水溶液或其任何组合，条件是该成分与基液兼容。

作为实施例，基液可以包括基于水的液体、与水混溶的(aqueous-miscible)液体、油包水乳状液、水包油乳状液、以及基于油的液体。基液可以从任何资源处获取，条件是该液体不包含对钻孔钻井液的稳定性和/或性能不良影响的成分。因此，适当的液体系统包括诸如盐溶液的基于水的液体系统和逆乳状液液体系统，钻孔钻井液的主要成分可以合并到该适当的液体系统中。

因此，在一些实施方式中，本发明的该钻孔钻井液是基于水的钻井液系统，其包含水性基液。如本文所使用的，“基于水的”意味着水或水溶液是钻井液的显著成分(例如，大于钻井液的重量的50％)。就此而言，适当的水性基液可以包括水(来自任何资源)。例如，水性基液可以包括淡水或非淡水。非淡水资源包括地表水，诸如苦咸水、海水、盐溶液(例如饱和盐水)、来自钻井液输送至钻孔中的返回的水(有时称为回流水)、未使用的钻井液、采出水、咸水(例如包含溶解在其中的一种或多种盐的水)、或其组合。

在水性基液包括具有溶解在其中的一种或多种可溶于水的盐的情况下，该一种或多种盐可以包括无机盐、甲酸盐、或其组合。无机盐的实施例包括单价盐(例如KCl、NaCl)、碱金属卤化物和卤化铵。无机盐还可以包括二价盐，诸如碱土金属卤化物(例如CaCl₂、CaBr₂等)和卤化锌。在本发明的一些实施方式中，钻孔钻井液包括氯化钾(KCl)。可以加入KCl以改进钻孔钻井液针对导致钻孔不稳定的泥页岩地层的抑制能力。

在根据本发明实施方式的钻孔钻井液中KCl的量可以高达钻井液的重量(w/w)的约8.0％。例如，KCl可以以高达约7.5％、7.0％、6.5％、6.0％、5.5％、5.0％、4.5％、4.0％、3.5％、3.0％、2.5％、2.0％、1.5％、1.0％、0.5％，低至约0.1％的量存在。在一些实施方式中，KCl在钻井液中以约4％w/w的量存在。

在本发明一些实施方式中，钻孔钻井液包括约0.18％w/w的黄原胶、约0.05％w/w的PHPA、约0.02％w/w的Pac-LV、约0.02％的瓜尔豆胶、约0.01％w/w的Pac-RV、以及约4.0％的KCl。

在一些实施方式中，水性基液可以包括单价盐溶液或二价盐溶液。适当的单价盐溶液可以包括，例如，氯化钠盐溶液、溴化钠盐溶液、氯化钾盐溶液、溴化钾盐溶液等。适当的二价盐溶液可以包括，例如，氯化镁盐溶液、氯化钙盐溶液、溴化钙盐溶液等。

在一些实施方式中，除了其他目的，可以调节水性基液的密度，以提供包括在钻孔钻井液中的颗粒输送以及主要成分的悬浮。在一些实施方式中，还可以将水性基液的pH调节(例如通过使用缓冲剂或其他pH调节试剂)至特定级别，除了其他因素，这取决于包括在钻孔钻井液中的主要成分。本领域的普通技术人员将理解的是何时这样的密度和/或pH调整是合适的。在一些实施方式中，水性基液的pH处于约pH8.0至约pH11.0、以及其二者之间的任何范围或数值的范围内。

适当的与水混溶的基液可以包括醇类(例如，甲醇、乙醇、正丙醇、异丙醇、正丁醇、仲丁醇、异丁醇和叔丁醇；甘油)；二醇类(例如，聚乙二醇、丙二醇和乙二醇)；聚乙二醇胺；多元醇；和前述的任何衍生物。这些可以结合盐(例如，氯化钠、氯化钙、溴化钙、溴化锌、碳酸钾、甲酸钠、甲酸钾、甲酸铯、乙酸钠、乙酸钾、乙酸钙、乙酸铵、氯化铵、溴化铵、硝酸钠、硝酸钾、硝酸铵、硫酸铵、硝酸钙、碳酸钠和碳酸钾)而被包括；和/或与水基流体结合使用。也可以考虑前述的任意组合。

适当的油包水乳状液、也被称为逆乳状液，可具有基液中从大于约50:50、55:45、60:40、65:35、70:30、75:25或80:20的下限至小于约100:0、95:5、90:10、85:15、80:20、75:、70:30或65:35的上限的油-水体积比，含量可以从任何下限至任何上限，并且涵盖其之间的任何子集。

适于在本发明的钻孔钻井液中使用的非水性基液的实施例包括但不限于油、碳氢化合物、有机液、醇类(例如二醇类)、极性溶剂等。适当的基于油的液体可以包括烷烃、烯烃、芳香类有机物、环烷类、石蜡、柴油液、矿物油、去硫氢化煤油、及其任何组合。

在一些实施方式中，本发明的钻孔钻井液可以包括一种或多种液体、和/或气体的混合物，包括但不限于乳状液、泡沫等。在本发明中使用的基液可以通过本领域已知的任何方法另外胶凝或发泡。

在一些实施方式中，钻井液基本上不含固体颗粒。然而，其他常规添加剂可以结合前述成分用于该液体中。这样的额外的添加剂的实施例包括，乳化剂、酸类、碱性试剂、pH缓冲液、氟化物、液体损失控制添加剂、气体、氮气、二氧化碳、表面修饰剂、增粘剂、发泡剂、缓蚀剂、阻垢剂、催化剂、粘泥控制剂、灭微生物剂、杀菌剂、减阻剂、防沫剂、桥堵剂、分散剂、凝聚剂、卫生和福利部清除剂(hhS scavenger)、CO₂清除剂、氧气清除剂、减阻剂、增粘剂、破碎剂、相对渗透率改善剂、树脂、润湿剂、涂层增强剂、滤饼去除剂、流变改性剂、过滤控制剂、去泡剂、表面活性剂、页岩稳定剂(shale stabilizer)、油类等。这些添加剂的一种或多种可以包括能够经受井下不可逆转的降解的降解材料。本领域技术人员将理解包括在本发明的钻孔钻井液中的添加剂的类型。

在一些实施方式中，采用术语“基本上不包括固体颗粒”意味着不具有可检测水平的固体颗粒。然而，该术语还涵盖钻井液，其中，已经使用50微米的过滤器将固体颗粒去除。

在本发明的一些实施方式中，钻孔钻井液不包括表面活性剂。

本发明的前述钻孔钻井液表现出优异的流变性性能。具体地，当与当前使用钻井液及其中使用的各个聚合物相比，该钻井液在低剪切速率下表现出粘度增加，且在高剪切速率下表现出粘度降低。

液体的粘度是按单位为厘泊(cp)测定而的其内部其内部流动阻力。对于该液体，给定温度和压力下的正常均质液体粘度系数是常数的，且独立于剪切速率或速度梯度。遵守该规则的流体是“牛顿”流体。在称为“非牛顿流体”的流体中，该系数不是常数，但是，是流体被剪切的速率、以及相的相对浓度的函数。本发明的钻井液通常为非牛顿流体。非牛顿流体经常表现出塑性流动，其中在施加的应力达到临界值或屈服点(YP)之后，材料就会发生流动行为。钻井液的屈服点通常以磅每平方100平方英尺(pounds per square 100feetsquare)的单位表示，其中，屈服点是液体内部结构的函数。在钻井中，一旦达到钻井液的临界值或屈服点(YP)，流速或剪切速率通常会随着压力的增加而增加，导致流动或剪切应力。流量变化率、被称为塑性粘度(PV)，类似于牛顿流体中的粘度，并且类似地以厘泊为单位进行测量。

剪切应力和剪切速率之间的关系可以由表观粘度来表征。表观粘度与粘度(对于牛顿流体)不同，表观粘度随剪切速率变化。已经提出表征表观粘度(或准确地说是剪切应力)随剪切速率的变化的不同模型。实施例包括屈服宾汉(Yield Bingham)、幂次法则(Power Law)、屈服幂次法则以及卡森模式(Casson models)。尽管工业惯例是使用宾汉，但是钻井模拟器和研究论文通常倾向于优选使用屈服幂次法则模型。

液体的剪切速率是液体在流动过程中被剪切或“被加工”的速率。也就是说，就是液体层或纹层(laminae)移动经过彼此的速率。剪切速率由液体的几何形状和流速决定。例如，在液体在管线中流动的情况下，流速与剪切速率水平有关，并且压力降与管壁上的液体施用的剪切应力相关。剪切速率的规模为[1/T]，例如1/s，而Pa，lb/100ft²，或表盘读数通常用于定量流变学研究中的剪切应力。

有多种测量液体流变性的方法，诸如毛细管、液压、流通收缩、振荡和旋转。在一些实施方式中，可以采用旋转流变仪。流变仪由内圆筒(称为钟摆(bob))以及外圆筒(称为转子)构成。在测量由液体施加在内圆筒上的扭矩时外圆筒旋转。可以使用高级流变仪，高级流变仪可以在剪切速率的宽范围内提供粘度测量，例如从0.001 1/s至1900 1/s。

在一些实施方式中，当本发明的钻井液的剪切速率低于约0.01 1/s时，在约23℃至约25℃时测量的钻井液的粘度约为10000cp或更高。

在一些实施方式中，当本发明的钻井液的剪切速率约为0.01 1/s时，在约23℃至约25℃时测量的钻井液的粘度约为6,100cp或更高。

在一些实施方式中，当本发明的钻井液的剪切速率约为1000 1/s或更高时，在约23℃至约25℃时测量的钻井液的粘度约为12cp或更低。

在一些实施方案中，本发明的钻孔钻井液可以包括用于如下文进一步详述的特定应用的固体颗粒。就此而言，可以将一种或多种桥堵剂和/或增重剂加入至钻井液。

具体地，当钻井期间遭遇严重裂缝时，可以将固体桥堵剂添加到钻井液中以控制液体和岩屑损失。就此而言，在这些环境中液体损失控制的常用办法是，利用液体损失控制材料大体上降低裂缝区的基质渗透率，该液体损失控制材料阻挡裂缝区岩石基质面处或附近的渗透率。例如，液体损失控制材料可以为具有选定以桥堵并阻塞裂缝基质孔隙喉道的尺寸的颗粒。适当尺寸的颗粒的浓度越高，桥堵越快。当携带液体损失控制材料的液体相泄露到裂缝中时，液体损失控制材料桥堵裂缝基质的孔隙喉道，并在钻孔表面或裂缝面上堆积(build up)、或者仅向基质中渗透一点。通过在井眼或裂缝的壁上积聚固体颗粒或其他液体损失控制材料，可以控制液体损失。也就是说，通过循环液损失材料对裂缝或疏松的地层的电导率的物理阻塞有助于控制液体损失。

例如，液体损失控制剂可以包括滤饼成型材料、有时还被称为过滤控制剂(诸如粘土(例如膨润土))，或者有机胶体大小固体颗粒(例如生物聚合物，纤维素聚合物、或淀粉、改性淀粉、植物单宁、多磷酸盐、褐煤材料、木质素磺酸盐，或者合成聚合物)，滤饼桥堵材料(诸如石墨、碳酸钙颗粒、纤维素颗粒、沥青颗粒以及黑沥青)，以及循环液损失材料，以阻塞地层中较大开口(诸如核桃壳，纤维或云母等尺寸合适的颗粒)。

在一些实施方式中，本发明的钻井液包括膨润土。膨润土是主要由蒙脱土组成的吸收性铝制层状硅酸盐粘土。膨润土从粘土富集地层开采，且可以在压碎并干燥后进行包装。世界上有生产不同品质膨润土的粘土矿。这些膨润土中的一些可能不具有所需品质，并且在此情况下，需要在包装膨润土之前需要一些额外的添加剂。这些添加剂的实施例为混合金属氧化物或淀粉聚合物。在一些实施方式中，可以在没有任何其他添加剂的情况下使用原始膨润土(也被称为API)。

膨润土可以从许多商业供应商处获取，包括澳大利亚泥浆公司(巴尔卡塔，西澳大利亚州，澳大利亚)，以及贝克休斯(休斯顿，德克萨斯州，美国)。

在根据本发明实施方式的钻孔钻井液中膨润土的量可以高达钻井液的重量(w/w)的2.0％。例如，膨润土可以存在于钻井液的约0.01％至约2.0％w/w的范围内，涵盖其之间的任何数值和范围。例如，膨润土可以存在于钻井液的约0.01％至1.5％、0.01％至1.0％、0.01％至0.5％、0.01％至0.1％、0.01％至0.05％、0.05％至2.0％、0.05％至1.5％、0.05％至1.0％、0.05％至0.5％、0.05％至0.1％、0.1％至2.0％、0.1％至1.5％、0.1％至1.0％、0.1％至0.5％、0.5％至2.0％、0.5％至1.5％、0.5％至1.0％、1.0％至2.0％、1.0％至1.9％、1.0％至1.8％、1.0％至1.7％、1.0％至1.6％、1.0％至1.5％、1.0％至1.4％、1.0％至1.3％、1.0％至1.2％、1.0％至1.1％、1.1％至2.0％、1.1％至1.9％、1.1％至1.8％、1.1％至1.7％、1.1％至1.6％、1.1％至1.5％、1.1％至1.4％、1.1％至1.3％、1.1％至1.2％、1.2％至2.0％、1.2％至1.9％、1.2％至1.8％、1.2％至1.7％、1.2％至1.6％、1.2％至1.5％、1.2％至1.4％、1.2％至1.3％、1.3％至2.0％、1.3％至1.9％、1.3％至1.8％、1.3％至1.7％、1.3％至1.6％、1.3％至1.5％、1.3％至1.4％、1.4％至2.0％、1.4％至1.9％、1.4％至1.8％、1.4％至1.7％、1.4％至1.6％、1.4％至1.5％、1.5％至2.0％、1.5％至1.9％、1.5％至1.8％、1.5％至1.7％、1.5％至1.6％、1.6％至2.0％、1.6％至1.9％、1.6％至1.8％、1.6％至1.7％、1.7％至2.0％、1.7％至1.9％、1.7％至1.8％、1.8％至1.9％以及1.9％至2.0％w/w的范围内。

在一些实施方式中，膨润土在钻井液中以约1.2％w/w的量存在。然而，本领域技术人员应当领会的是，可以根据由裂痕和伴随的液体损失范围所指示的，来使用比此更高或更低的膨润土浓度(并存在于钻井液高达约2.0％w/w量范围内)。

在本发明一些实施方式中，钻孔钻井液包括约0.3％w/w的黄原胶、约0.05％w/w的PHPA、约0.02％w/w的Pac-LV、以及约1.2％w/w的膨润土。

纤维是另一种能够添加至本发明的钻井液中的固体桥堵剂。纤维可以是合成的或天然的。纤维不改变基液的液体流变性，然而纤维能够阻塞断裂的地层的孔隙。纤维可以从商业资源、诸如澳大利亚泥浆公司(巴尔卡塔，西澳大利亚州，澳大利亚)购买。

在根据本发明实施方式的钻孔钻井液中纤维的量可以高达钻井液的重量(w/w)的5.0％。例如，纤维可以存在于钻井液的约0.1％至约5.0％w/w的范围内，涵盖其之间的任何数值和范围。例如，膨润土可以存在于钻井液的约0.1％至4.8％、0.1％至4.6％、0.1％至4.4％、0.1％至4.2％、0.1％至4.0％、0.1％至3.5％、0.1％至3.0％、0.1％至2.5％、0.1％至2.0％、0.1％至1.5％、0.1％至1.0％、0.1％至0.5％、0.5％至5.0％、0.5％至4.8％、0.5％至4.6％、0.5％至4.4％、0.5％至4.2％、0.5％至4.0％、0.5％至3.5％、0.5％至3.0％、0.5％至2.5％、0.5％至2.0％、0.5％至1.5％、0.5％至1.0％、1.0％至5.0％、1.0％至4.8％、1.0％至4.6％、1.0％至4.4％、1.0％至4.2％、1.0％至4.0％、1.0％至3.5％、1.0％至3.0％、1.0％至2.5％、1.0％至2.0％、1.0％至1.5％、1.5％至5.0％、1.5％至4.8％、1.5％至4.6％、1.5％至4.4％、1.5％至4.2％、1.5％至4.0％、1.5％至3.5％、1.5％至3.0％、1.5％至2.5％、1.5％至2.0％、2.0％至5.0％、2.0％至4.8％、2.0％至4.6％、2.0％至4.4％、2.0％至4.2％、2.0％至4.0％、2.0％至3.5％、2.0％至3.0％、3.0％至5.0％、3.0％至4.8％、3.0％至4.6％、3.0％至4.4％、3.0％至4.2％、3.0％至4.0％、3.0％至3.5％、4.0％至5.0％、4.0％至4.8％、4.0％至4.6％、4.0％至4.4％、4.0％至4.2％、4.2％至5.0％、4.4％至5.0％、4.4％至5.0％、4.8％至5.0％w/w的范围内。

在一些实施方式中，纤维在钻井液中以约4.8％w/w的量存在。然而，本领域技术人员应当领会的是，可以根据由裂痕和伴随的液体损失范围所指示的，来使用比此更高或更低的纤维浓度(并存在于钻井液高达约5.0％w/w量范围内)。

在本发明的一些实施方案中，钻孔钻井液包括约0.3％w/w的黄原胶、约0.02％w/w的Pac-LV、约0.02％w/w的瓜尔豆胶、约0.01％w/w的Pac-RV、约1.2％w/w的膨润土、以及约4.8％w/w的纤维。

在本发明的一些实施方案中，钻孔钻井液包括约0.3％w/w的黄原胶、约0.05％w/w的PHPA、约0.02％w/w的Pac-LV、约0.02％w/w的瓜尔豆胶、约0.01％w/w的Pac-RV、约1.2％w/w的膨润土、以及约4.8％w/w的纤维。

如上面所指出的，石墨是可以用作本发明的钻井液中的循环液损失材料的另一桥堵材料。已经在本文中证明了，包含石墨相改进钻井液的低端流变性、并且相对于明显的裂缝地层改进了钻井液的密封/桥堵的能力。石墨为粉末状，并且可以从许多商业资源处获取，诸如米斯瓦科公司(M-I Swaco)(休斯顿，德克萨斯州，美国)。在一些实施方式中，石墨粉末的中值粒径(D50)在300-500nm范围内。

在根据本发明实施方式的钻孔钻井液中石墨的量可以高达钻井液的重量(w/w)的10.0％。例如，石墨可以存在于钻井液的约1.0％至约10.0％w/w的范围内，涵盖其之间的任何数值和范围。例如，石墨可以存在于钻井液的1.0％至9.0％、1.0％至8.0％、1.0％至7.0％、1.0％至6.0％、1.0％至5.0％、1.0％至4.0％、1.0％至3.0％、1.0％至2.0％、2.0％至10.0％、2.0％至9.0％、2.0％至8.0％、2.0％至7.0％、2.0％至6.0％、2.0％至5.0％、2.0％至4.0％、2.0％至3.0％、3.0％至10.0％、3.0％至9.0％、3.0％至8.0％、3.0％至7.0％、3.0％至6.0％、3.0％至5.0％、3.0％至4.0％、4.0％至10.0％、4.0％至9.0％、4.0％至8.0％、4.0％至7.0％、4.0％至6.0％、4.0％至5.0％、5.0％至10.0％、5.0％至9.0％、5.0％至8.0％、5.0％至7.0％、5.0％至6.0％、6.0％至10.0％、6.0％至9.0％、6.0％至8.0％、6.0％至7.0％、7.0％至10.0％、7.0％至9.0％、7.0％至8.0％、8.0％至10.0％、8.0％至9.0％和9.0％至10.0％w/w的范围内。

在一些实施方式中，石墨在钻井液中以约6.0％w/w的量存在。然而，本领域技术人员应当领会的是，可以根据由裂痕和伴随的液体损失范围所指示的，来使用比此更高或更低的石墨浓度(并存在于钻井液高达约10.0％w/w量范围内)。

在本发明的一些实施方案中，钻孔钻井液包括约0.3％w/w的黄原胶、约0.05％w/w的PHPA、约0.05％w/w的Pac-LV、约0.02％w/w的瓜尔豆胶、约1.2％w/w的膨润土、以及约6.0％w/w的石墨。

根据本发明的钻孔钻井液可以通过适于给定应用的任何方法来制备。例如，本发明的实施方式的钻孔钻井液的某些成分可以以预共混液或粉末、或者在水性或非水性液体中分散的粉末的形式提供，其可以在随后的时间与基液结合。在结合预共混液及基液后，可以在引导进入钻孔之前加入如前所述的其他适当添加剂。本领域的普通技术人员，采用本公开的益处，将能够确定用于制备跟发明的钻孔钻井液的其他适当方法。例如，对于基于实验室的研究，可以使用汉密尔顿(Hamilton)混合器来结合成分，该汉密尔顿混合器是API标准混合器。在该领域中，可以使用料斗将成分加入到水中，该料斗利用文丘里效应将成分诱导至水流中。

如上所指示的，在一些实施方式中，本发明的钻孔钻井液的主要成分包括黄原胶、PHPA和Pac-LV。本发明人已经示出了聚合物及添加剂的这种结合，以表现令人惊讶的和有利的流变特性，当与现有钻井液相比、并当在单独使用时钻井液各个成分相比时，该流变特性能够在钻孔钻井期间减少钻井液损失和岩屑损失。

因此，在第二方面中，本发明提供一种在钻孔钻井期间减少钻孔钻井液损失及岩屑损失的方法，所述方法包括使用钻孔钻井液来进行钻孔钻井，所述钻孔钻井液包括：

(i)黄原胶；

(ii)低分子量的部分水解聚丙烯酰胺(PHPA)；以及

(iii)低粘度聚阴离子纤维素(Pac-LV)。

这些成分，它们有用的资源和量在上文中详细描述。主要成分的这种结合可以单独使用或可以与瓜尔豆胶、Pac-RV和KCl中的一种或多种结合使用。因此，在本发明的第二方面的一些实施方式中，钻孔钻井液还包括瓜尔豆胶、Pac-RV和KCl中的一种或多种。已经在上文中详细描述了这些成分，它们有用的资源和量。

在本发明的第二方面的一些实施方式中，钻井液基本上不含固体颗粒。

然而，如上文所指示的，当钻井期间遭遇显著地下地层/裂缝时，可以将固体桥堵剂(循环液损失材料)添加到钻井液中以控制液体和岩屑损失。

循环液损失涉及整个泥浆(固相和连续相)的部分或完全损失到地下地层。循环液损失是数十年来困扰油气钻井和开采的一个挑战。事实上，已经有人认为循环液损失是油气产业面临的成本上涨和耗时最严重的问题之一，估计每年在钻机时间、材料(泥浆添加剂等)和其他资源上的成本超过十亿美元。在钻穿高渗透性、洞穴性地层、断层和裂沟时，循环液损失可能会自然发生，或者因为由过度失衡造成的裂缝、或在具有窄泥浆权重窗的地层中钻井、或诸如切断装置过快的不正确钻井实践，可能会导致该循环液损失。不论机理如何，循环液损失导致钻井期间不必要的成本以及非生产性的时间。因此，可以使用作为液体损失添加剂的循环液损失材料的使用。

就此而言，在本发明的第二方面的一些实施方式中，固体桥堵试剂可以包括膨润土、纤维和/或石墨。已经在上文中详细描述了这些成分，它们有用的资源和量。

应当注意的是，在超过值的范围情况下，将清楚的了解到该范围涵盖范围的上限和下限，并且在这些限制之间的全部的数值或子区间，就像明确陈述各数值和子区间一样。例如，“约0.02％至约0.1％”、或“约0.02％至约0.1％”的范围，或者类似的术语，应当被解释为不仅包括约0.02％至约0.1％，还包括各个数值(例如约0.03％、约0.04％、约0.05％、约0.06％、高达约0.1％)以及在所指示的范围内的子区间(例如约0.03％至约0.1％、约0.04％至约0.1％、约0.05％至约0.1％等)。除非另有指示，否则“约X％至Y％”的陈述具有与“约X％至约Y％”相同的含义。

说明书中所使用的术语“约”意味着大约或接近，并且在本文中所列出的数值或范围的上下文中意味着涵盖所陈述或所请求保护的数值或范围的、或者来自所陈述或所请求保护的数值或范围的+/-10％或更少、+/-5％或更少、+/-1％或更少、+/-0.1％或少的变化。

如本文所使用的，除非另外特别陈述，否则单数形式“一个(a)”、“一(an)”以及“该(the)”可以指复数冠词。

贯穿该说明书，除非上下文需要，否则单词“包括”、或者诸如“包括(comprises)”或“包括了(comprising)”的变形将被理解为暗示包括所陈述的元素或整数、或者元素或整数的组，但不排除任何其他的元素或整数、或者元素或整数的组。

除非本文另有指示或上下文明确矛盾，否则可以以任何适当的顺序执行本文描述的全部方法。除非另有所请求保护的，否则本文提供的任何或全部实施例或示例性语言(例如“诸如(such as)”)的使用，仅仅旨在更好的说明实施例的实施方式，并且不造成所请求保护的发明的范围的限制。本说明书中没有语言应当被解释为指示任何未要求保护的要素为必不可少的。

本领域技术人员应当理解的是，尽管为了清楚和理解的目的，已经一定地详细描述了本发明，但是在不脱离本说明书公开的本发明构思的范围的情况下，可以对本文描述的实施方式和方法做出修饰和替代。

此外，本文提供的描述是关于可以共享共同特征和特征的几个实施方式。应当被理解的是，一个实施方式的一个或多个特征可以与其他实施方式的一个或多个特征结合。此外，实施方式的单一特征或特征的结合可以构成额外的实施方式。

本文所使用的主题目标仅是为了便于读者参考而被包括，并且不应当用于限制贯穿本公开或权利要求所发现的主题问题。主题目标不应当用于解释权利要求书或权利要求限制范围。

在以下实施例中进一步说明本发明。实施例的目的仅在于描述特定实施方式，而不旨在相对于以上描述进行限制。本领域技术人员将领会到的是本公开可以以许多其他形式呈现

实施例1

钻井液配方的流变性分析

本研究的目的在于使用液体流变性来确定在钻孔钻井期间对于控制液体和岩屑损失有用的钻井液配方。

例如，常用做法是使用API旋转粘度计来表征钻井液的性能。使用该机器，在别对应于剪切速率分为5.1 1/s、510 1/s和1021 1/s的转速3rpm、300rpm和600rpm时记录三个主要的测量值。后两个读数通常用于使用诸如宾汉模型和幂次法则模型的流变性模型来表征液体响应。

这些测量值可以为钻井液水力学及岩屑传输的液体行为提供合理工程估值。然而，当液体损失到地层中时，其剪切速率范围要小得多。为了展示剪切速率的相关范围，这里考虑了水平裂缝与钻孔相交，裂缝孔径为1mm。对于矩形通道早期开发的理论模型可以用于预测剪切速率范围处于各种阶段的液体损失：

其中q是进入裂缝中的液体损失，h是孔径，并且w是裂缝的宽度。参数f^*与裂缝的几何形状有关，并且取决于宽度和孔隙比例，且n是幂指数(Son Y,2007,Polymer,48(2):632-637)。考虑到100lit/min的液体损失进入到1mm的裂缝中，如图1所示，液体剪切速率在不同的半径处变化。在这些公式中，a^*和b^*为表征狭缝的几何形状的系数，并且为裂缝宽度和高度的函数。

从图1可以明显看出，钻井液的剪切速率范围很小。具体地，明显的是，在流体离开钻孔几米之后，其剪切速率低于0.05 1/s。这与钻井过程中钻井液遇到的剪切速率形成鲜明对比。

在本发明的钻井液配方的开发中，使用流变仪(代替粘度计)，从而允许在很宽的剪切速率范围(从0.001 1/s至1900 1/s)内评估钻井液配方的流变性，从而迎合在钻井和遭遇裂缝期间在现场可能发生的剪切速率的实际变化。

就此而言，HAAKE玛尔斯流变仪(Mars rheometer)(来自赛默飞世尔科技(ThermoFisher Scientific))在使用标准方法论测试各种钻井液配方中使用。使用相同的程序制备样品，使用汉密尔顿混合器进行20分钟混合时间。对于大多数实验，在机器上使用了旋转同心传感器，因为提供了更一致的结果。温度总是设在25℃，这可以使用水浴来控制。在放置样品时，机器进行一系列校准。一旦放置了样品，则进行剪切速率扫描测试。对于全部样品使用相同的程序。基于试错法选择各剪切速率的持续时间。由于对于较小的剪切速率持续时间可以长达6分钟，因此实验通常进行数小时。随后将收集的数据输出到电子表格文件中，然后使用矩阵实验室(matlab)代码分析该电子表格文件，以测量各剪切速率下稳定的剪切应力和粘度的平均值。

图2至图4示出了对于聚合物溶液(0.2％w/w的黄原胶/0.03％w/w的PHPA/0.03％w/w的Pac-LV/0.02％w/w的瓜尔豆胶)的流变性测试结果的示例性图表。这些图表示出了对于测试的示例性液体，甘油样品的粘度岁剪切速率测试范围保持相对恒定，而聚合物溶液在低剪切速率下表现了高粘度，并且在高剪切速率下表现了低粘度。使用欧菲特API旋转粘度计(与R1B1头匹配的型号900)(OFI测试设备有限公司，休斯顿，德克萨斯州，美国)进行这些实验。

将相同流变性测试应用到使用合成和天然高分子、以及其他添加剂结合制备的各种液体配方中。将这些配方的流变性与商业可获得的钻井液的流变性、和被测试的液体配方的各个成分的流变性进行比较。测试的液体的实施例如下：

单独的黄原胶(XG)(0.1％至0.5％w/w)-在连续搅动下将所需量的黄原胶缓慢加入到水中。聚合物的添加速率足够慢以确保充分混合并确保不形成鱼眼(fish eye)。制成所需稀释度的黄原胶原料从澳大利亚泥浆公司(巴尔卡塔，西澳大利亚州，澳大利亚)获取。

单独的部分水解聚丙烯酰胺(PHPA)(0.02％至0.1％w/w)-在连续搅动下将所需量的PHPA缓慢加入到水中。聚合物的添加速率足够慢以确保充分混合并确保不形成鱼眼。制成所需稀释度的PHPA原料从当地经销商(肯耐特斯(Canitis))获取，其原始产品由鑫海(中国)供应，名称为恒横福(Hengfloc)6008。

单独的低粘度聚阴离子纤维素(Pac-LV)(0.02％至0.1％w/w)-在连续搅动下将所需量的Pac-LV缓慢加入到水中。聚合物的添加速率足够慢以确保充分混合并确保不形成鱼眼。制成所需稀释度的Pac-LV原料从澳大利亚泥浆公司或泥浆巨积(澳大利亚)获取。

单独的瓜尔豆胶(GG)(0.02％至0.1％w/w)-在连续搅动下将所需量的瓜尔豆胶粉末缓慢加入到水中。粉末的添加速率足够慢以确保充分混合并确保不形成鱼眼。制成所需稀释度的瓜尔豆胶原料从澳大利亚泥浆公司或泥浆巨积(澳大利亚)获取。

单独的膨润土(0.01％至2.0％w/w)-在连续搅动下将所需量的膨润土粉末缓慢加入到水中。粉末的添加速率足够慢以确保充分混合并确保不形成鱼眼。制成所需稀释度的膨润土原料从澳大利亚泥浆公司(巴尔卡塔，西澳大利亚州，澳大利亚)和贝克休斯(休斯顿，德克萨斯州，美国)获取。

单独的常规粘度聚阴离子纤维素(Pac-RV)(0.01％至0.1％w/w)-在连续搅动下将所需量的Pac-RV缓慢加入到水中。聚合物的添加速率足够慢以确保充分混合并确保不形成鱼眼。制成所需稀释度的Pac-RV原料从澳大利亚泥浆公司获取。

黄原胶(0.1％至0.5％w/w)+PHPA(0.02％至0.1％w/w)+Pac-LV(0.02％至0.1％w/w)-在连续搅动下降所需量的这三种成分缓慢加入到水中。聚合物的添加速率足够慢以确保充分混合并确保不形成鱼眼。

黄原胶(0.1％至0.5％w/w)+PHPA(0.02％至0.1％w/w)+Pac-LV(0.02％至0.1％w/w)+瓜尔豆胶(0.01％至0.1％w/w)-在连续搅动下降所需量的这四种成分缓慢加入到水中。聚合物的添加速率足够慢以确保充分混合并确保不形成鱼眼。

黄原胶(0.1％至0.5％w/w)+PHPA(0.02％至0.1％w/w)+Pac-LV(0.02％至0.1％w/w)+瓜尔豆胶(0.01％至0.1％w/w)+Pac-RV(0.01％至0.1w/w)-在连续搅动下降所需量的这五种成分缓慢加入到水中。聚合物的添加速率足够慢以确保充分混合并确保不形成鱼眼。

黄原胶(0.1％至0.5％w/w)+PHPA(0.02％至0.1％w/w)+Pac-LV(0.02％至0.1％w/w)+膨润土(0.01％至2.0％w/w)-在连续搅动下降所需量的这四种成分缓慢加入到水中。成分的添加速率足够慢以确保充分混合并确保不形成鱼眼。

科尔威尔、斯百克特开普和CR650

这三种钻井液为商业可获取的并且是已知的。科尔威尔和斯百克特开普威是聚合物的共混物，且CR650是PHPA钻井聚合物。这三种产品从商业供应商(澳大利亚泥浆公司，巴尔卡塔，澳大利亚)处购买。这三种产品在0.2-0.35％w/w之间的浓度下进行测试，直到所制备的溶液在1020 1/s(对应于600rpm)下具有较小高端粘度。

流变性测试结果在下表和附图中示出。

表1

单独的黄原胶流变性测试(0.2％w/w)-低端流变性

注释：t＝时间；s＝秒；(单位1/s)＝剪切速率；f(单位mPas)＝粘度(cp)；T＝温度

表2

单独的黄原胶流变性测试(0.2％w/w)-高低端流变性

表3

单独的PHPA的流变性测试(0.25％w/w)

表4

单独的Pac-LV的流变性测试(1.6％w/w)

表5

0.18％的XG/0.05％的PHPA/0.02％的Pac-LV的流变性测试

正如从图5中可以看出的，与单独的黄原胶、PHPA和Pac-LV相比，0.18％w/w黄原胶/0.05％w/wPHPA/0.02％Pac-LV的钻井液配方证明了令人惊讶的优异的低端流变性(在低剪切速率下升高的粘度)。例如，在任何给定剪切速率下，XG/PHPA/Pac-LV配方的粘度比单独包括黄原胶、PHPA和Pac-LV的液体更高。具体地，当XG/PHPA/Pac-LV配方的剪切速率低于约0.01 1/s时，配方的粘度约为10000cp或更高。的确，关于低端流变性，单独包括XG的液体是性能第二好的液体，在剪切速率为0.01 1/s时该液体的粘度仅为6028cp。相反地，当剪切速率为0.01 1/s时，XG/PHPA/Pac-LV配方的粘度为10671cp。

此外，正如从图6中可以看出的，与单独的钻井液的各个成分相比，XG/PHPA/Pac-LV配方的高度流变性也是令人惊讶的优异的。例如，在超过1000 1/s的剪切速率下，XG/PHPA/Pac-LV配方的粘度比单独包括XG或Pac-LV的液体更低。具体地，当XG/PHPA/Pac-LV配方的剪切约为1000 1/s或更高时，配方的粘度约为12cp或更低。的确，关于高端流变性，单独包括Pac-LV的液体是性能第二好的液体，在剪切速率高于1000 1/s时该液体的粘度不小于约13cp。

将额外的聚合物添加到核心XG/PHPA/Pac-LV配方，流变性测试的结果在下表6至表9，和图7至图9中呈现。

表6

单独的瓜尔豆胶的流变性测试(0.375％w/w)

表7

0.18％的XG/0.05％的PHPA/0.02％的Pac-LV/0.02％的GG的流变性测试

表8

单独的Pac-RV的流变性测试(0.275％w/w)

表9

0.18％的XG/0.05％的PHPA/0.02％的Pac-LV/0.02％的GG/0.01％的Pac-RV的流变性测试

正如从图7中可以看出的，与单独的黄原胶、瓜尔豆胶和Pac-LV相比，XG/PHPA/Pac-LV/GG配方维持优异的低端流变性。也就是说，在任何给定剪切速率下，XG/PHPA/Pac-LV/GG配方的粘度比单独包括XG、GG和Pac-LV的液体更高。

正如从图8中可以看出的，与单独的黄原胶、瓜尔豆胶、Pac-LV和Pac-RV相比，XG/PHPA/Pac-LV/GG配方维持优异的低端流变性。具体地，在任何给定剪切速率下，XG/PHPA/Pac-LV/GG/Pac-RV配方的粘度比单独包括各个成分的液体更高。图9示出了高剪切速率下XG/PHPA/Pac-LV/GG/Pac-RV配方的流变性测试结果。正如从图中可以看出的，与单独包括的黄原胶、瓜尔豆胶、Pac-LV和Pac-RV的液体相比，XG/PHPA/Pac-LV/GG/Pac-RV配方也维持优异的高端流变性。的确，除了XG/PHPA/Pac-LV/GG/Pac-RV配方，没有单独包含各个成分的流体能够在约1000 1/s或更高的剪切速率下达到约12cp或更低的粘度。

这些结果证实了至少包括最少黄原胶/PHPA/Pac-LV聚合物的钻井液配方为该液体带来了意想不到的且优异的低端和高端流变性。

为了测试当钻井期间遇到裂缝地层时，该最少聚合物结合对控制液体和岩屑损失是否也有用，加入颗粒膨润土，并进一步进行了流变性测试。结果在表10至表12、及图10和图11中示出

表10

单独的膨润土的流变性测试(3.0％w/w)

表11

0.3％的XG/0.05％的PHPA/0.02％的Pac-LV/1.2％的膨润土的流变性测试

表12

0.3％的XG/0.05％的PHPA/0.02％的Pac-LV/2.0％的膨润土的流变性测试

如从图10可以看出的，两种XG/PHPA/Pac-LV/膨润土配方的低端流变性远比单独的XG、Pac-LV、GG、Pac-RV或膨润土的低端流变性优异。的确，在0.01 1/s或更低的剪切速率下，XG/PHPA/Pac-LV/膨润土配方的粘度约为80000cp或更高。单独包括XG的配方是性能第二好的液体，然而在剪切速率为0.01 1/s时该液体的粘度仅约为6000cp。图11还证实了两种XG/PHPA/Pac-LV/膨润土配方维持了与单独包括XG、Pac-LV、GG、PHPA、Pac-RV或膨润土的液体相当的高端流变性。这些结果确定了当在钻井期间遇到裂缝地层时，包括XG/PHPA/Pac-LV的钻井液在与颗粒成分(诸如膨润土)结合时具有控制液体和岩屑损失的理想特性。

随后将包括最少黄原胶/PHPA/Pac-LV聚合物的钻井液的流变性特性与商业可获得的钻井液的流变性特性进行比较。结果在表13至表15、及图12中呈现表13

斯百克特开普的流变性测试-低端流变性

表14

CR650的流变性测试-低端流变性

表15科尔威尔的流变性测试-低端流变性

正如从图12中可以看出的，与三种商业使用的钻井液相比，XG/PHPA/Pac-LV/GG配方表现出优异的低端流变性。具体地，在任何给定的低端剪切速率下，XG/PHPA/Pac-LV和XG/PHPA/Pac-RV/GG配方的粘度比商业产品更高。

实施例2

钻井液配方的现场试验

在液体损失情况期间在现场测试各种钻井液配方，各种钻井液配方中的一些在上述实施例1中描述。图13示出了位于南澳大利亚州，澳大利亚的布鲁昆加(Brukunga)硫铁矿中的对照(CTrol)(0.18％w/w的黄原胶+0.05％w/w的PHPA+0.02％w/w的Pac-LV+0.02％w/w的瓜尔豆胶+0.01％w/w的Pac-RV)及对照X(CTrolX)(0.3％w/w的黄原胶+0.02％w/w的Pac-LV+0.02％w/w的瓜尔豆胶+0.01％w/w的Pac-RV+1.2％w/w的膨润土+4.8％w/w的纤维)的现场试验结果。

钻孔最初在循环流速的50％到90％范围内遭受大量的液体损失。在使用水表征液体损失之后，使两种商业聚合物液体在钻孔中循环(0.2％w/w的商业聚合物1-Pac-RV；0.3％w/w的商业聚合物2-Pac-RV)，从而减少液体损失。然而，当随后使用CTrol和CTrolX钻井液时，由于CTrol和CTrolX的优异剪切稀化特性，液体损失甚至进一步减少。具体地，液体损失降至循环流速的9％至15％的范围。此外，当使用CTrolX时，液体损失甚至进一步下降(即，降至少于循环液的3％至5％)。

在另一钻孔钻井期间，布鲁昆加位点处执行独立现场试验。使用由井底马达制造的钻机创建钻孔，该井底马达对于包括固体颗粒的钻井液敏感。该钻孔在125米深处横穿过裂缝网，并因此突然导致钻井期间钻井液的完全损失(参见图14)。

为了对此改进，CTrolX配方(修改为还包括0.05％w/w的PHPA)注射到钻机的环空中，并且继续钻井。如图15所示，这导致了液体回流的逐渐改进。一旦建立了回流，继续进行钻井，之后液体损失量最少(如图16所示)。

在维多利亚，澳大利亚，使用与上述提及的第二试验相同的钻机来进行第三现场试验。在该试验中，包括0.18％w/w的黄原胶+0.05％w/w的PHPA+0.02％w/w的Pac-LV+0.02％w/w的瓜尔豆胶+0.01％w/w的Pac-RV+4.0％w/w的KCl的钻井液用于钻通135米间隔的疏松的土地。在钻井期间，如图17所示，当钻头暴露新的地层时，注意到了显著的液体损失。然而，当钻井液侵入地层时，该液体有效密封疏松的土地，并因此将钻井液损失最小化。图18示出了暴露新的地层、发生显著液体损失、以及当钻井液侵入地层时一分钟内密封损失区的多个循环。

如本文所证明的，已经执行了一系列实验以获得提供扩展的剪切稀变特性的聚合物共混物物，即在低剪切速率下具有高粘度，且在高剪切速率下具有低粘度。获得了包括最少聚合物成分黄原胶/PHPA/Pac-LV的配方。该配方进一步与额外的成分进行共混，并在钻井现场试验中进行测试。测试了两种共混物，CTrol和CTrolX。显示CTrol是钻井时使用的预防性钻井液系统。CTrol可以密封疏松的地层、并具有对液体损失的抵抗能力。该现场试验示出了CTrol可以在侵入非常疏松且渗透性地层的几分钟内控制液体损失。在钻井裂缝地层时，如果裂缝的孔径大、并因此导电性大，那么液体损失将会很高。这就是证明CTrolX有用之处。由于CTrolX为补救溶液(remedial solution)，因此可能仅需要将其注入到钻井机械的环空中。的确，布鲁昆加现场试验示出了CTrolX有效控制破裂和断裂地层中的液体损失。

实施例3

作为循环液损失材料的石墨

进行以下模型化实验以测试包括石墨的遇到裂缝地层时防止钻井液损失的有效性。该实验使用特定设计的液体损失模拟器，该模拟器通过转化在设定入口压力下通过砂石的流速来测量试剂地层的初始和最终渗透性。并且，进行液体损失的基准测试来定义通过不同地层尺寸的钻井液损失。

使用基础聚合物液体(0.2％w/w的黄原胶)以及将石墨加入至其中的基础测试钻井液(0.18％w/w的黄原胶/0.02％w/w的Pac-LV/0.02％w/w的瓜尔豆胶/0.05％w/w的PHPA)来进行实验。石墨具有使用莫尔文(Malvern)粒度分析仪3000(马尔文帕纳科有限公司)测得的454μm的粒径分布(D50)、及1.9-2.3的SG。测试的石墨的浓度为0、1、2、3、4、6或10％w/w。用于测试的砂石尺寸包括6.4mm、3.2mm、2.0mm、1.0mm，超切(supercut)和超精(superfine)。为了确定液体损失，使用浓度12g/350cc的标准膨润土。

使用液体损失模拟器(FLS)来进行全部液体损失实验。图19示出了模型设置。建造FLS以克服传统液体损失实验装置-渗透堵漏装置(Permeability Plugging Apparatus,PPA)及API压滤机的局限性。克服了诸如PPA中没有直观分析过程能力，以及无法在API压滤机中使用滤纸测量滤液损失的局限性。地层是使用实际的砂石而不是锥形盘/槽进行模拟的。

FLS由具有威卡(wika)传感器(D)的入口压力盖组成，该威卡传感器连接至空气压缩机(C)以将所需压力供应到填充有砂石的带刻度的丙烯酸管池体(acrylic tube cellbody)(A)，以模拟地层以及液体(钻井泥浆)。连接至管底部的软管在底部与接收缸(receiving cylinder)(B)链接，该接收缸(B)连接至1Bar压力传感器(E)，以在液体流过地层时读取由缸接受的液体压力。两个压力传感器都连接至DAQ，且随后连接至安装有数据采集软件的计算机。每个实验后，通过分四个步骤、每步骤100mL将400mL的液体倒回接收缸来完成装置的校正，然后将其记录为每体积的压力。图20示出了特征校正图。将砂石放置在管中直到300mm，随后用水完全渗透，从砂石的顶部倒入250mm测试液体至550mm标记处。底部阀有助于控制进入接收缸中的流量。

基准液体损失：将12g/350cc的膨润土混合15分钟直至均匀。使用FLS通过使水在压力下运行通过6.4mm、3.2mm、1.0mm，超切砂和超精砂，来测试初始砂石的渗透性。石墨桥堵和密封能力的评估：首先混和基液15分钟，以确保聚合物完全水合。然后将石墨加入至基液中，在将其推入砂石中之前再次强力混和。在将石墨推入砂石中之后，通过测试水流过砂石来推导出地层的最终渗透性。如上所指示的，在两种不同的基于聚合物的钻井液中，此处分析的石墨浓度分别为0％、1％、3％和6％。

基准液体损失：为了表征泥浆损失，使用FLS，首先确定初始地层的渗透性，并使膨润土流过以给出最终渗透性。明显的是，较小的砂粒尺寸表示更致密的地层，导致渗透率的百分比降低更高，达到其在超精砂中的原始的99.8％。这可能是由于在超精砂表面上形成了明显的泥饼的结果。在具有150cc/秒流速的总液量的较大尺寸的砂石(例如6.4mm)中，并未观察到这种明显的泥浆滤饼。对于3.2mm的砂石的实验示出了异常现象，其中膨润土流过砂石的最终渗透性比初始水流动的更高。随后发现这是不同入口压力的结果，初始7psi技术是最终-3.48psi的两倍。因此，可以说在使用液体损失模拟器确定渗透性时，保持压差恒定很重要。

石墨桥堵和密封能力的评估。为了评估石墨的桥堵和密封能力，液体损失模拟器使用6.4mm的砂石在高度疏松的地层模拟严重液体损失。使用1％、3％和6％石墨浓度来执行两个实验的每个。在每个实验中，在不同压力下用水执行砂石初始渗透性实验。在用不同浓度的石墨和不同基液处理液体损失之后，这些初始渗透性结果以及最终渗透性结果在表16中示出。

表16石墨性能的总结

表17中及图20中绘制的数据示出了由于增加在测试的钻井液中的石墨浓度而导致的渗透性降低的百分比。

表17

6.4mm砂石中石墨的渗透性降低

基液	XG	XG+Pac-LV+GG+PHPA
			1％的石墨	99.81％	99.81％
3％的石墨	99.85％	99.99％
			6％的石墨	99.99％	100.01％

可以看出，通过向基液中添加1％的石墨，早期经历了总液体损失的高度松散的6.4mm的砂石，在两种基液中其渗透性降低至99.8％以上，并在6％的石墨浓度下完全堵塞了地层，降低了渗透性。用石墨处理后的视觉分析显示，石墨颗粒侵入了孔隙，桥接了孔隙喉道并降低了渗透率。

Claims (28)

1.一种钻孔钻井液，其包括：

(i)0.1％至0.5％w/w的黄原胶；

(ii)0.02％至0.1％w/w的低分子量的部分水解聚丙烯酰胺(PHPA)，其中，PHPA的分子量在10000Da到10000000Da之间；以及

(iii)0.02％至0.1％w/w的低粘度聚阴离子纤维素(Pac-LV)，

其中，所述钻井液不含固体颗粒，

其中，当所述钻井液的剪切速率低于0.01 1/s时，在23℃至25℃时测量的所述钻井液的粘度为10000cp或更高，并且

其中，当所述钻井液的剪切速率为1000 1/s或更高时，在23℃至25℃时测量的所述钻井液的粘度为12cp或更低。

2.根据权利要求1所述的钻孔钻井液，其中，所述钻井液包括0.18％w/w的黄原胶、0.05％w/w的PHPA、以及0.02％w/w的Pac-LV。

3.根据权利要求1或2所述的钻孔钻井液，其中，所述钻井液还包括瓜尔豆胶。

4.根据权利要求3所述的钻孔钻井液，其中，所述钻井液包括高达0.1％w/w的瓜尔豆胶。

5.根据权利要求3所述的钻孔钻井液，其中，所述钻井液包括0.02％w/w的瓜尔豆胶。

6.根据权利要求5所述的钻孔钻井液，其中，所述钻井液包括0.18％w/w的黄原胶、0.05％w/w的PHPA、0.02％w/w的Pac-LV、以及0.02％w/w的瓜尔豆胶。

7.根据权利要求1或2所述的钻孔钻井液，其中，所述钻井液还包括常规粘度的聚阴离子纤维素(Pac-RV)。

8.根据权利要求7所述的钻孔钻井液，其中，所述钻井液包括高达0.1％w/w的Pac-RV。

9.根据权利要求7所述的钻孔钻井液，其中，所述钻井液包括0.01％w/w的Pac-RV。

10.根据权利要求9所述的钻孔钻井液，其中，所述钻井液包括0.18％w/w的黄原胶、0.05％w/w的PHPA、0.02％w/w的Pac-LV、0.02％w/w的瓜尔豆胶、以及0.01％w/w的Pac-RV。

11.根据权利要求1或2所述的钻孔钻井液，其中，所述钻井液还包括氯化钾。

12.根据权利要求11所述的钻孔钻井液，其中，所述钻井液包括高达8.0％w/w的氯化钾。

13.根据权利要求11所述的钻孔钻井液，其中，所述钻井液包括4％w/w的氯化钾。

14.根据权利要求13所述的钻孔钻井液，其中，所述钻井液包括0.18％w/w的黄原胶、0.05％w/w的PHPA、0.02％w/w的Pac-LV、0.02％w/w的瓜尔豆胶、0.01％w/w的Pac-RV、以及4.0％w/w的氯化钾。

15.一种在钻孔钻井期间减少钻孔钻井液损失及岩屑损失的方法，所述方法包括使用钻孔钻井液来进行钻孔钻井，所述钻孔钻井液包括：

(i)0.1％至0.5％w/w的黄原胶；

(ii)0.02％至0.1％w/w的低分子量的部分水解聚丙烯酰胺(PHPA)，其中，PHPA的分子量在10000Da到10000000Da之间；以及

(iii)0.02％至0.1％w/w的低粘度聚阴离子纤维素(Pac-LV)，

其中，所述钻井液不含固体颗粒，

其中，当所述钻井液的剪切速率低于0.01 1/s时，在23℃至25℃时测量的所述钻井液的粘度为10000cp或更高，并且

其中，当所述钻井液的剪切速率为1000 1/s或更高时，在23℃至25℃时测量的所述钻井液的粘度为12cp或更低。

16.根据权利要求15所述的方法，其中，所述钻井液包括0.18％w/w的黄原胶、0.05％w/w的PHPA、以及0.02％w/w的Pac-LV。

17.根据权利要求15或16所述的方法，其中，所述钻井液还包括瓜尔豆胶。

18.根据权利要求17所述的方法，其中，所述钻井液包括高达0.1％w/w的瓜尔豆胶。

19.根据权利要求17所述的方法，其中，所述钻井液包括0.02％w/w的瓜尔豆胶。

20.根据权利要求19所述的方法，其中，所述钻井液包括0.18％w/w的黄原胶、0.05％w/w的PHPA、0.02％w/w的Pac-LV、以及0.02％w/w的瓜尔豆胶。

21.根据权利要求15或16所述的方法，其中，所述钻井液还包括常规粘度的聚阴离子纤维素(Pac-RV)。

22.根据权利要求21所述的方法，其中，所述钻井液包括高达0.1％w/w的Pac-RV。

23.根据权利要求21所述的方法，其中，所述钻井液包括0.01％w/w的Pac-RV。

24.根据权利要求23所述的方法，其中，所述钻井液包括0.18％w/w的黄原胶、0.05％w/w的PHPA、0.02％w/w的Pac-LV、0.02％w/w的瓜尔豆胶、以及0.01％w/w的Pac-RV。

25.根据权利要求15或16所述的方法，其中，所述钻井液还包括氯化钾。

26.根据权利要求25所述的方法，其中，所述钻井液包括高达8.0％w/w的氯化钾。

27.根据权利要求25所述的方法，其中，所述钻井液包括4％w/w的氯化钾。

28.根据权利要求27所述的方法，其中，所述钻井液包括0.18％w/w的黄原胶、0.05％w/w的PHPA、0.02％w/w的Pac-LV、0.02％w/w的瓜尔豆胶、0.01％w/w的Pac-RV、以及4.0％w/w的氯化钾。