一种页岩气井固井驱油型冲洗剂及其制备方法与流程

本发明涉及材料
技术领域：
，特别涉及一种页岩气井固井驱油型冲洗剂及其制备方法。
背景技术：
：近年来，页岩气勘探开发取得了重大突破，成为增储上产的重要手段。页岩气藏一般采用水平井钻井技术与体积压裂技术相结合的开采方式。随着开发力度的不断增加，主力储层深度和水平段长度不断增加，对固井质量要求越来越高；有机质页岩是页岩气的主要储集岩层，具有易水化、稳定性差的特点，为抑制页岩水化膨胀，均采用油基钻井液钻进，随着井深不断增加，钻遇高温、高压、易垮塌地层时，通过提高井浆密度维持井壁稳定，如川渝地区长宁区块某井油基钻井液密度高达2.35g/cm3。但固井水泥浆针对高密度油基钻井液存在顶替困难，一是油基钻井液的“亲油”特性与固井水泥浆“亲水”特性，使二者接触易形成絮凝结构，导致水泥浆驱替油基钻井液困难；二是井壁和套管壁上粘附的油基钻井液，降低固井水泥石在井下环空的胶结质量，影响水泥环完整性和页岩气井使用寿命。目前用于油基钻井液的固井用冲洗液种类很多，对油基钻井液具有一定的冲洗效果，但仍然存在一定的局限性，无论是针对高密度油基钻井液的有效驱替和润湿反转上、还是在环空界面润湿反转后抑制页岩水化上均无法满足固井质量的要求。因此，急需研发一种能有效驱替高密度油基钻井液，实现界面润湿性能反转，保证储层稳定，改善环空固井质量的针对页岩气井固井的驱油型冲洗剂。技术实现要素：本发明目的是提供一种页岩气井固井驱油型冲洗剂，能有效驱替高密度油基钻井液，实现界面润湿性能反转，保证储层稳定，改善环空固井质量。为了实现上述目的，本发明提供一种页岩气井固井驱油型冲洗剂，所述页岩气井固井驱油型冲洗剂的组分以重量份数计为：水：100份、乳化剂：24～48份、助溶剂：12～24份、水化抑制剂：6～12份；其中，所述乳化剂包括鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾中的至少一种；所述助溶剂为重量比为(3～4)：(1～2)异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂；所述水化抑制剂包括聚乙二醇、葡萄糖苷和/或油醇聚氧乙烯醚。进一步地，所述乳化剂包括重量比为(2～3)：(2～3)的鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚和丙二醇嵌段聚醚。进一步地，所述乳化剂包括重量比为(15～18)：(2～5)鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯。进一步地，所述乳化剂包括重量比为(3～4)：(1～2)丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾。进一步地，所述乳化剂包括重量比为(9～12)：(6～10)：(1～2)的鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾。进一步地，所述水化抑制剂包括重量比为(1～2)：(3～4)的聚乙二醇和葡萄糖苷。进一步地，所述水化抑制剂包括重量比为(1～2)：(3～4)的聚乙二醇和油醇聚氧乙烯醚。进一步地，所述水化抑制剂包括重量比为(1～2)：(4～6)：(3～4)的聚乙二醇、葡萄糖苷和油醇聚氧乙烯醚。本发明还提供了一种页岩气井固井驱油型冲洗剂的制备方法，所述方法包括：以重量份数计，将水100份加热后，加入乳化剂24～48份、助溶剂12～24份和水化抑制剂6～12份混匀，冷却至室温，制得页岩气固井驱油型冲洗剂。进一步地，所述加热后水的温度为40～60℃。本发明实施例中的一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果或优点：本发明提供的一种页岩气井固井驱油型冲洗剂，各组分协同配合，具体地：选用的乳化剂(鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾中的至少一种)对页岩气油基钻井液的基础油具有显著的乳化作用；选用的助溶剂能和乳化剂协同作用，具体地：乳化剂分子中的亲油端，长链烷基碳数既有差异性同时还有一定连续性，可针对油基钻井液中基础油的不同烷烃实现乳化；乳化剂分子中的亲水端，n值分子量要大些，醚基、羟基和磷酸酯盐等，具有优良的水溶性，对热、碱、高矿化度环境有良好的稳定性，助溶剂分子中的亲油端和亲水端与乳化剂分子中的亲油端和亲水端保持一致，进而助溶剂能与乳化剂能够产生相互作用，协同配合，实现对基础油中烷烃的有效乳化。且所述助溶剂为重量比为(3～4)：(1～2)的异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂，能够使得所述助溶剂与所述乳化剂产生较优的协同增效作用，所述重量比过高或过小将对油基钻井液乳化作用降低；因此，可实现对高密度油基钻井液的完全润湿反转，为固井水泥浆提供良好的水润湿界面环境，润湿反转油基钻井液密度达2.35g/cm3，耐温达180℃；选用的水化抑制剂包括聚乙二醇、葡萄糖苷和油醇聚氧乙烯醚中的至少一种可以保障储层页岩稳定，为固井作业安全和储层保护提供“双保险”；各原料组成对水泥浆具有良好的配伍性，不会引起水泥浆絮凝、稠化时间缩短等情况，同时对前置液也具有良好的配伍性，满足现场施工的要求。能有效降低油水界面张力，使白油均匀的分散在水中，形成水包油的乳状液，乳液稳定时间持续在1.5h～3h，能有效发挥冲洗剂的乳化功能，实现在井底循环期间对油基钻井液的驱替作用。附图说明为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图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它的附图。图1为本发明实验例1中冲洗剂对白油实现完全乳化后的乳状液；图2为本发明实验例1中冲洗剂完全润湿反转时电导率显示值；图3为本发明实验例1中润湿性能测试后混浆状态；其中图(a)为混浆刚倒入玻璃杯中的状态；图(b)为润湿性能测试后混浆状态；图4为本发明实验例4中空白样稠化曲线；图5为本发明实验例4中实施例1稠化曲线。具体实施方式下文将结合具体实施方式和实施例，具体阐述本发明，本发明的优点和各种效果将由此更加清楚地呈现。本领域技术人员应理解，这些具体实施方式和实施例是用于说明本发明，而非限制本发明。在整个说明书中，除非另有特别说明，本文使用的术语应理解为如本领域中通常所使用的含义。因此，除非另有定义，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属领域技术人员的一般理解相同的含义。若存在矛盾，本说明书优先。除非另有特别说明，本发明中用到的各种原材料、试剂、仪器和设备等，均可通过市场购买获得或者可通过现有方法获得。本申请实施例的技术方案为解决上述技术问题，总体思路如下：根据本发明一种典型的实施方式，提供一种页岩气井固井驱油型冲洗剂，所述页岩气井固井驱油型冲洗剂的组分以重量份数计为：水：100份、乳化剂：24～48份、助溶剂：12～24份、水化抑制剂：6～12份；其中，所述乳化剂包括鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾中的至少一种；所述助溶剂为重量比为(3～4)：(1～2)异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂；所述水化抑制剂包括聚乙二醇、葡萄糖苷和油醇聚氧乙烯醚中的至少一种。本发明提供的一种页岩气井固井驱油型冲洗剂，各组分协同配合，选用的乳化剂对页岩气油基钻井液的基础油具有显著的乳化作用；选用的助溶剂能和乳化剂协同作用，可实现对高密度油基钻井液的完全润湿反转，为固井水泥浆提供良好的水润湿界面环境，润湿反转油基钻井液密度达2.35g/cm3，耐温达180℃；选用的水化抑制剂包括聚乙二醇、葡萄糖苷和油醇聚氧乙烯醚中的至少一种可以保障储层页岩稳定，为固井作业安全和储层保护提供“双保险”；各原料组成对水泥浆具有良好的配伍性，不会引起水泥浆絮凝、稠化时间缩短等情况，同时对前置液也具有良好的配伍性，满足现场施工的要求。该实施方式中，所述鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚的分子式为ro(ch2ch2o)nh，其中n＝25～35，r为c16～c18烷基；所述丙二醇嵌段聚醚的分子式为c5h10o2，平均分子量3000～6000；所述脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾的分子式为ro(ch2ch2o)n-po(ok)2，其中n＝3～9，r为c12～c14烷基。所述异构醇聚氧乙烯醚的分子式为ro(ch2ch2o)nh，其中n＝6～9，r为c10异构烷基；所述的油酸聚氧乙烯脂分子式为c17h33coo(ch2ch2o)nh，其中n＝4～8。所述聚乙二醇的平均分子量150～650；所述葡萄糖苷的分子式为c16h32o6；所述油醇聚氧乙烯醚的分子式为c18h35o(ch2ch2o)nh，其中n＝3～8。所述乳化剂选自鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾的原因为：乳化剂分子中的亲油端，长链烷基碳数既有差异性同时还有一定连续性，可针对油基钻井液中基础油的不同烷烃实现乳化；乳化剂分子中的亲水端，n值分子量要大些，醚基、羟基和磷酸酯盐等，具有优良的水溶性，对热、碱、高矿化度环境有良好的稳定性。所述助溶剂为重量比为(3～4)：(1～2)的异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂的原因为：助溶剂分子中亲水端聚氧乙烯链相对较短，其亲水程度相对较低，亲油程度相对较高，对基础油的乳化作用明显；助溶剂分子中的亲油端烷基碳数同样具有一定的差异性，因此助溶剂分子中的亲油端和亲水端与乳化剂分子中的亲油端和亲水端保持一致，进而助溶剂能与乳化剂能够产生相互作用，协同配合，实现对基础油中烷烃的有效乳化。且所述助溶剂为重量比为(3～4)：(1～2)的异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂，能够使得所述助溶剂与所述乳化剂产生较优的协同增效作用，所述重量比过高或过小将对油基钻井液乳化作用降低。所述水化抑制剂选自聚乙二醇，葡萄糖苷和/或油醇聚氧乙烯醚的原因为：聚乙二醇，葡萄糖苷和/或油醇聚氧乙烯醚中的亲水基团容易吸附在泥页岩的黏土表面，通过置换黏土表面的水分子，破坏黏土表面的水化分子结构，从而减弱黏土的水化，达到抑制水化的目的。同时水化抑制剂与乳化剂、助溶剂具有良好的配伍性。需要说明的是，水化抑制剂中必须要有聚乙二醇，其次，葡萄糖苷、油醇聚氧乙烯醚任选一种或者两种，聚乙二醇具有相对较低的分子量和浊点，当冲洗剂与储层页岩接触时，能快速吸附在黏土层表面形成阻塞通道，减缓水分子进入，葡萄糖苷或油醇聚氧乙烯醚的亲油段进一步包裹黏土表面，阻止水分子进入黏土层抑制水化。乳化剂：24～48份、助溶剂：12～24份、水化抑制剂：6～12份的原因：乳化剂小于24份对油基钻井液乳化作用降低，现场使用时冲洗剂加量过大，使用不方便，大于48份配制冲洗剂时，溶液流动性降低，不利于页岩气固井现场应用；助溶剂小于12份与乳化剂的协同作用降低，对油基钻井液的乳化作用降低，冲洗剂现场使用需要增大加量，大于24份冲洗剂的亲水亲油平衡值降低，冲洗剂对油基钻井液润湿反转性能降低；水化抑制剂小于6份对储层页岩抑制作用效果降低，现场使用是冲洗剂加量增大，使用不便，大于12份冲洗剂对储层页岩的抑制作用影响变化不大，但增加冲洗剂使用成本。优选地，乳化剂选自鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾中的两种或多种时：当所述乳化剂为鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚和丙二醇嵌段聚醚，两者的重量比优选为(2～3)：(2～3)，比例过高对油基钻井液乳化作用下降，比例过低对油基钻井液润湿反转性能下降。当所述乳化剂为鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯，两者的重量比优选为(15～18)：(2～5)，比例过高对油基钻井液乳化作用下降，比例过小对油基钻井液润湿反转性能下降。当所述乳化剂为丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾，两者的重量比优选为(3～4)：(1～2)，比例过高对油基钻井液乳化作用降低，比例过小对油基钻井液润湿反转性能降低。当所述乳化剂为鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾，三者的重量比优选为(9～12)：(6～10)：(1～2)，比例过高或过低对油基钻井液乳化作用影响变化不大，对油基钻井液润湿反转性能下降。优选地，所述水化抑制剂为聚乙二醇、葡萄糖苷和油醇聚氧乙烯醚中的两种或三种时：当所述水化抑制剂为聚乙二醇和葡萄糖苷，两者的重量比优选为(1～2)：(3～4)，比例过高对油基钻井液的乳化作用下降，比例过小对页岩水化抑制作用下降。当所述水化抑制剂为聚乙二醇和油醇聚氧乙烯醚，两者的重量比优选为(1～2)：(3～4)，比例过高对油基钻井液的乳化作用下降，比例过小对页岩水化抑制作用下降。当所述水化抑制剂为聚乙二醇、葡萄糖苷和油醇聚氧乙烯醚，三者的重量比优选为(1～2)：(4～6)(3～4)，比例过高对油基钻井液的乳化作用下降，比例过小对页岩水化抑制作用下降。根据本发明另一种典型的实施方式，提供了采用所述页岩气井固井驱油型冲洗剂制备的方法，所述方法包括：以重量份数计，将水100份升温至40～60℃，加入乳化剂24～48份溶解；后加入助溶剂12～24份，混匀；再加入水化抑制剂6～12份，混匀，冷却至室温，制得页岩气固井驱油型冲洗剂。在其他实施方式中，先加水化抑制剂后加助溶剂或者乳化剂、助溶剂、水化抑制剂三者同时加也是可以的。下面将结合实施例、对比例及实验数据对本申请的一种页岩气井固井驱油型冲洗剂进行详细说明。实施例1本实施例提供的一种页岩气井固井驱油型冲洗剂，其是通过以下步骤制备的：步骤1、在反应釜中加入自来水100份，开启搅拌，升温至50℃，加入乳化剂24份(其由19.2份鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、4.8份脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾组成)，使乳化剂充分溶解；步骤2、加入助乳化剂20份，搅拌30～50min；步骤3、加入水化抑制剂10份(由1份聚乙二醇、6份葡萄糖苷和3份油醇聚氧乙烯醚组成)，搅拌15～30min，冷却至室温，得到所述的页岩气井固井驱油型冲洗剂。实施例2-实施例24实施例2-24中乳化剂、助溶剂、水化抑制剂的具体成分进行了调整，具体如表1所示。对比例1该对比例中乳化剂为脂肪醇聚氧乙烯醚24重量份，其余均同实施例1。对比例2该对比例中乳化剂为脂肪酸聚氧乙烯酯24重量份，其余均同实施例1。对比例3该对比例中乳化剂为烷基醇聚氧乙烯醚磷酸酯盐24重量份，其余均同实施例1。对比例4该对比例中助溶剂为硬脂酸聚氧乙烯酯20重量份，其余均同实施例1。对比例5该对比例中助溶剂为烯丙醇聚氧乙烯醚20重量份，其余均同实施例1。对比例6该对比例中水化抑制剂为多元脂肪醇10重量份，其余均同实施例1。对比例7该对比例中水化抑制剂为二乙二醇单丁醚10重量份，其余均同实施例1。对比例8对比例8中助溶剂的异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂的重量比为1：1(小于3：2)，其余均同实施例1。对比例9对比例9中助溶剂的异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂的重量比为5：1(大于4：1)，其余均同实施例1。对比例10对比例10中助溶剂为异构醇聚氧乙烯醚，其余均同实施例1。对比例11对比例11中助溶剂为油酸聚氧乙烯脂，其余均同实施例1。将各实施例以及各对比例的重量份数的原料列表如表1所示。表1实验例1各实施例和对比例的冲洗剂对页岩气油基钻井液基础油的乳化能力，评价方法如下：采用页岩气油基钻井液基础油为5#白油，将各实施例和各对比例制得的冲洗剂用水稀释到浓度15wt％。将5#白油与各实施例和各对比例的稀释液样品按：5:95、10:90、20:80的体积比混合，在2000r/min搅拌混浆30min，观察混浆状态和稳定时间，数据如表2-表4中所示。冲洗剂对基础油的乳化作用，乳化作用与冲洗剂对油基钻井液的驱油功能有密切关系，乳化作用可以通过混浆状态和稳定时间来得到。表2表3表4由上表数据可知：对比例1-3中，乳化剂分别为脂肪醇聚氧乙烯醚、脂肪酸聚氧乙烯酯、烷基醇聚氧乙烯醚磷酸酯盐时，随着白油含量的增加，单一原料对白油乳化能力不足，不能完全乳化，乳化液稳定时间较短；对比例4-5中，助溶剂分别为硬脂酸聚氧乙烯酯、烯丙醇聚氧乙烯醚时，对白油乳化能力下降，只能部分乳化白油，且稳定时间降低；对比例6-7中，水化抑制剂分别为多元脂肪醇、烯丙醇聚氧乙烯醚时，对白油乳化效果下降，白油比例5％时，可以实现完全乳化，白油比例升高后，只能部分乳化白油，且稳定时间均有降低；对比例8中，助溶剂的异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂的重量比为1：1(小于3：2)时，对白油乳化能力下降，不能完全乳化白油，且乳化液的稳定时间降低；对比例9中，助溶剂的异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂的重量比为5：1(大于4：1)时，对白油乳化能力下降，不能完全乳化白油，且乳化液的稳定时间降低；对比例10中，助溶剂为单独的异构醇聚氧乙烯醚时，冲洗剂对白油乳化作用下降，不能完全乳化，且稳定时间降低；对比例11中，助溶剂为单独的油酸聚氧乙烯脂时，冲洗剂对白油乳化作用降低，不能完全乳化，且稳定时间降低；本发明实施例1-实施例24中，混浆为乳白色，说明冲洗剂能有效降低油水界面张力，使白油均匀的分散在水中，形成水包油的乳状液，乳液稳定时间持续在2h～3h，能有效发挥冲洗剂的乳化功能，实现在井底循环期间对油基钻井液的驱替作用。实验例2本实施例评价各实施例和各对比例的冲洗剂对页岩气井现场高密度油基钻井液的水润湿能力，评价步骤如下：步骤1、将油基钻井液分别在180℃、140℃、90℃条件下老化4h，冷却后分别倒入在90℃下养护20min；步骤2、将实施例1制得的冲洗剂用水分别稀释到浓度10wt％、20wt％、30wt％，与油基钻井液同样的老化温度和时间及养护温度和时间；步骤3、使用千德乐润湿性能测试仪，将养护好的稀释液样品倒入测试仪，标定其电导率为1；步骤4、使用清洁干燥的润湿性能测试仪，取300ml油基钻井液倒入测试仪中，转速≤1000r/min，记录电导率读数；步骤5、倒入一定体积的稀释液样品，记录倒入的样品体积，计算样品体积占比和对应的电导率数值，直到电导率为1。式中：vp——稀释液样品体积，ml；vm——测试仪浆杯中初始油基钻井液体积，ml页岩气高密度油基钻井液样品均来源于现场，编号和密度见表5。表5-现场高密度油基钻井液编号及密度编号1#2#3#密度g/cm31.762.052.35冲洗剂稀释液样品对油基钻井液润湿性能数据见表6-8和图2-3。表6-冲洗剂稀释液样品对1#油基钻井液润湿性能数据表表7-冲洗剂稀释液样品对2#油基钻井液润湿性能数据表表8-冲洗剂稀释液样品对3#油基钻井液润湿性能数据表冲洗剂对页岩气井现场高密度油基钻井液具有良好的润湿反转性能，冲洗剂掺量越高，对油基钻井液的润湿反转速度越快，乳化作用可以通过混浆状态和稳定时间来得到。针对1.76～2.35g/cm3的油基钻井液，在老化温度90～180℃，养护温度90℃条件下，实现完全润湿反转的冲洗剂稀释液体积占比为0.56～0.67。图2为完全润湿反转时电导率显示值为1，图3为冲洗后混合液状态，图(a)为混浆刚倒入玻璃杯中的状态；图(b)为润湿性能测试后混浆状态，玻璃杯壁面干净，无油浆粘附，可知混合液为水润湿状态。实验例3本实施例评价各实施例和各对比例制备的冲洗剂对页岩水化抑制能力，泥页岩中容易水化的主要成分是黏土矿物，页岩水化抑制试验选用钻井液用膨润土。评价步骤如下：步骤1、在400ml自来水中加入6％钻井液用膨润土，搅拌20min，在90℃下滚动老化16h后测试浆液流变性，计算动切力(yp)；步骤2、将各实施例和各对比例制得的冲洗剂用400ml水分别稀释到浓度15wt％，然后加入4wt％钻井液用膨润土，搅拌20min，同样在90℃下滚动老化16h后测试浆液流变性，计算动切力(yp)。步骤3、将各实施例和各对比例制得的冲洗剂用400ml水分别稀释到浓度15wt％，然后加入6wt％钻井液用膨润土，搅拌20min，同样在90℃下滚动老化16h后测试浆液流变性，计算动切力(yp)。步骤4、将各实施例和各对比例制得的冲洗剂用400ml水分别稀释到浓度15wt％，然后加入8wt％钻井液用膨润土，搅拌20min，同样在90℃下滚动老化16h后测试浆液流变性，计算动切力(yp)。冲洗剂稀释液样品对钻井液用膨润土水化抑制测试数据见表9。表9-冲洗剂稀释液样品对膨润土水化抑制性能数据表由上表的数据可知：实施例1-5、7-11、14-18、22-24以及对比例8-11中，水中加入冲洗剂后，膨润土水化作用减弱，浆体动切力明显下降，说明冲洗剂对泥页岩由明显的水化抑制作用；实施例6、12-13、19-21以及对比例1-4、7中，水中加入冲洗剂后，膨润土水化作用在一定程度上有所减弱，浆体动切力有一定的下降，冲洗剂对泥页岩水化有一定抑制作用；对比例5-6中，水化抑制剂分别为多元脂肪醇、二乙二醇单丁醚，水中加入冲洗剂后，浆体动切力略有下降，冲洗剂对泥页岩水化抑制作用不明显。实验例41、本实施例评价各组别制备的冲洗剂与水泥浆的配伍性。通过测试水泥浆稠化试验来评价冲洗剂与水泥浆的配伍性，试验条件为90℃*45mpa*45min空白样：800g嘉华g级水泥+24g液体降失水剂+1.6g液体缓凝剂+326.4g水，密度为1.9g/cm3；冲洗剂加入到水泥中：800g嘉华g级水泥+24g液体降失水剂+1.6g液体缓凝剂+52.8g冲洗剂+273.6g水，密度为1.9g/cm3。测试结果见表10和图4-5。表10-冲洗剂对水泥浆配伍性能数据表组别稠化时间min空白样252实施例1314实施例2325实施例3356实施例4364实施例5308实施例7320实施例8348实施例9324实施例10334实施例11316实施例14302实施例15350实施例16344实施例17320实施例18330实施例22300实施例23360实施例242902、本实施例评价实施例1制备的冲洗剂与前置液的配伍性。通过测试前置液常温和90℃流动度来评价冲洗剂与前置液的配伍性。空白样：300g水+10.5g悬浮稳定剂+6g稀释剂+600g重晶石，密度为2.0g/cm3；冲洗剂加入到前置液：300g水+45g冲洗剂+10.5g悬浮稳定剂+6g稀释剂+675g重晶石，密度为2.0g/cm3。测试结果见表11。表11-冲洗剂对水泥浆配伍性能数据表项目常温流动度cm90℃流动度cm空白样2531实施例12735实施例22636实施例32735实施例42634实施例52837实施例72532实施例82435实施例92634实施例102736实施例112634实施例142837实施例152933实施例162732实施例172633实施例182836实施例222535实施例232634实施例242836由表10-11可知，加入本发明实施例的冲洗剂后，前置液流动性能良好，说明冲洗剂对前置液具有优异的配伍性能。综上可知，本发明提供的一种页岩气井固井驱油型冲洗剂，各组分协同配合，对页岩气油基钻井液基础油具有良好的乳化作用，对油基钻井液可实现完全润湿反转，应用油基钻井液密度达2.35g/cm3，耐温达180g/cm3，为固井水泥浆提供良好的水润湿界面环境，同时具备页岩水化抑制能力，能有效保证储层稳定；该冲洗剂具有很好的水分散性，生产制备和现场应用操作简便，对水泥浆和前置液具有良好的配伍性。最后，还需要说明的是，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。尽管已描述了本发明的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造性概念，则可对这些实施例作出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本发明范围的所有变更和修改。显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。当前第1页1 2 3 

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