膨润土在钻井液中可用作降滤失剂和增粘剂。由于膨润土颗粒的絮凝作用，在高温下膨润土颗粒会聚集在一起，形成松散、开放的网络，增加滤失量，影响膨润土的性能。在膨润土基钻井液中加入海泡石可以控制其高温性能。
研究发现，海泡石基钻井液在200℃下仍能保持良好的流变性，但大颗粒海泡石基钻井液滤失量大，不建议在钻井作业中使用。ALTUNG等人发现，海泡石粒径越小，海泡石基钻井液的性能越好，海泡石对钻井液流变性的控制能力越好。
纳米粒子粒径小(1-100nm)，表面积大，吸附能力强。无论哪种应用，纳米颗粒的用量都很低，所以总体来说成本较低。研究表明，纳米粒子可以降低钻井液在页岩地层的滤失量，降低泥饼厚度，控制钻井液在高温高压下的流变性，通过改变纳米粒子的尺寸来改变钻井液的性能。为了堵塞页岩中的孔隙，纳米颗粒的有效粒径应该为3-10纳米。所有这些研究都使用纳米颗粒堵塞页岩地层的孔隙，从而抑制钻井液渗入页岩。
1.实验
原料:平均直径为50纳米的海泡石纳米颗粒(见图1)。
(1)添加纳米海泡石的实验为了研究海泡石纳米颗粒对膨润土基钻井液流变性的影响，在低温低压条件下，测定了加入海泡石纳米颗粒前后膨润土基钻井液的塑性粘度、动切力和滤失量。分别研究了清水基钻井液(600mL去离子水+50g膨润土)和盐水基钻井液(600mL去离子水+50g膨润土+2%NaCl)。表1显示了设计的不同钻井液的成分。
(2)高温高压试验钻井液在高压下的性能变化是深井钻井中的一个难题。为此，采用OFITEHTHP粘度计在高温高压下测量了添加海泡石纳米颗粒前后膨润土基钻井液的塑性粘度和动态剪切力。不含海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液由去离子水+7.9%膨润土组成，含海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液由去离子水+6.1%膨润土+1.4%海泡石纳米颗粒组成。两种钻井液的pH值都是l0。
(3)砂岩样品试验
在油藏温度和压力条件下，利用贝雷砂岩岩心样品，对比了膨润土基钻井液加入海泡石纳米颗粒前后在地层中的滤失量和损害程度。不含海泡石纳米颗粒的膨润土钻井液由去离子水+7.5%膨润土+2%NaCl组成，含海泡石纳米颗粒的膨润土钻井液由去离子水+7.5%膨润土+1.3%海泡石纳米颗粒+2%NaCl组成。
贝雷砂岩样品是石油工业研究中使用最广泛的均质砂岩样品。表2给出了Berea砂岩岩心的基本参数，其中渗透率和孔隙度分别用稳态气体渗透率测试仪和氦气孔隙度测试仪测量，钻井液滤失造成的地层损害用储层条件下的地层损害测试仪研究。
具体步骤如下:首先用true 空干燥机用盐水饱和岩心，将岩心水平放置在岩心驱替装置中的岩心夹持器内；其次，对岩心施加10.35 MPa(1500 psi)的围压，以0.5mL/min的速度注入盐水，测量初始渗透率。然后，在1.04MPa(150psi)的压力下，从岩心的另一端注入钻井液，驱替6小时，然后静置6小时，测量动、静态滤失量。最后，注入盐水以测量恢复渗透率。岩心驱替试验温度为60℃。2.实验结果和讨论
(1)添加纳米海泡石的实验
图2和图3显示了室温下加入海泡石纳米颗粒前后膨润土基钻井液的塑性粘度和动态剪切力的变化。
在膨润土基钻井液中加入海泡石纳米颗粒后，钻井液的塑性粘度和动切力都有所增加，动切力的增加表明加入海泡石纳米颗粒可以增强钻井液的携岩能力。加入2%NaCl后，由于膨润土的絮凝作用，钻井液的动切力降低，但加入海泡石纳米颗粒可以提高含盐膨润土基钻井液的动切力。Ehs等人发现，即使在钻井液含盐量较高的情况下，海泡石的结构也是稳定的，可以有效控制钻井液的流变性。图4显示了在室温和0.69MPa(100psi)压力下，加入海泡石纳米颗粒前后膨润土基钻井液滤失量的变化。可见，在清水基钻井液中加入海泡石纳米颗粒并不能降低钻井液的滤失量，在盐水基钻井液中加入海泡石纳米颗粒甚至会增加钻井液的滤失量，这表明海泡石纳米颗粒在低温低压下并不是一种有效的钻井液失控剂。无论是加入还是不加入海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液，加盐后滤失量都显著增加。此外，加入淀粉作为降滤失剂后，添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液的滤失量可降低36%左右(见图5)。(2)高温高压试验随着钻井深度的增加，温度和压力逐渐升高，钻井液的性质也会发生变化。为了成功钻井，钻井液需要在高温高压下保持稳定。图6和图7分别显示了加入海泡石纳米颗粒前后温度(50-180℃)和压力(3.45-41.37MPa)对膨润土基钻井液流变性的影响。
由图6、图7可知，随着温度和压力的升高，不添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液流变性不稳定，塑性黏度和动切力波动较大且无规律，塑性黏度在0-135mPa•s，动切力在0-74.2Pa。而通常在现场应用中，塑性黏度应小于35mPa•s，动切力应为7.1-14.2Pa。由图6、图7可知，在膨润土基钻井液中添加海泡石纳米颗粒后，在各种温度压力条件下，塑性黏度在15-40mPa•s，动切力在0-14.2Pa。因此，添加海泡石纳米颗粒后，膨润土基钻井液可以在较大的温度和压力范围内特别是高温高压条件下保持稳定的流变性。从图6和图7可以看出，随着温度和压力的升高，不含海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液流变性不稳定，塑性粘度和动态剪切力波动较大且无规律，塑性粘度为0-135 MPa & bull；s，动态剪切力为0-74.2Pa，一般在现场应用中，塑性粘度应小于35mPa & bull从图6和图7可以看出，在膨润土基钻井液中加入海泡石纳米颗粒后，在各种温度和压力条件下的塑性粘度为15-40 MPa & bull；因此，加入海泡石纳米颗粒后，膨润土基钻井液可以在较宽的温度和压力范围内保持稳定的流变性，特别是在高温高压条件下。
(3)砂岩样品试验
从图8可以看出，在储层温度(600℃)和压力(10.35MPa)条件下，在含盐膨润土基钻井液中加入海泡石纳米颗粒后，钻井液滤失量降低了15%。这是因为海泡石纳米颗粒不溶于水，它们堵塞砂岩孔隙，阻止膨润土颗粒侵入砂岩地层。岩心驱替实验前，孔隙空干净，不含膨润土或海泡石纳米颗粒(见图9)。用不含海泡石纳米颗粒的膨润土钻井液顶替岩心后，膨润土侵入地层深处，在注入端可以观察到(见图10)。用含有海泡石纳米颗粒的膨润土钻井液驱替岩心后，在注入端没有观察到膨润土颗粒(见图11，其中细长颗粒为海泡石纳米颗粒)。因此，海泡石纳米颗粒堵塞了砂岩孔隙，减少了膨润土颗粒对地层的侵入，膨润土在地层表面聚集形成滤饼，从而降低了钻井液滤失量。用不含和不含海泡石纳米颗粒的膨润土钻井液顶替岩心后，出口处既没有膨润土，也没有海泡石纳米颗粒(见图12和图13)。这是由于砂岩岩心致密，岩心表面形成滤饼，使得固体颗粒不会大量侵入地层。从表3可以看出，添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液对砂岩岩心的渗透率降低幅度比不添加海泡石纳米颗粒的膨润土基钻井液低23.4%，明显降低了对地层的损害。3.结论。
(1)在清水和盐水中，膨润土基钻井液中加入海泡石纳米粒子后，钻井液的塑性粘度和动切力均有所提高，表明海泡石纳米粒子可以作为膨润土基钻井液的增粘剂和切削剂，提高钻井液的携岩能力。
(2)在低温低压下，海泡石纳米颗粒不是有效的钻井液降滤失剂，但加入淀粉作为降滤失剂可以显著降低海泡石纳米颗粒膨润土基钻井液的滤失量。
(3)海泡石纳米粒子可以在较大的温度(50-180℃)和压力(3.45-41.37MPa)范围内控制钻井液的塑性粘度和动态剪切力，特别是在高温高压下，保持钻井液的流变稳定性稳定。
(4)在储层温度和压力条件下，加入海泡石纳米颗粒可使膨润土基钻井液的滤失量降低15%左右。与未添加海泡石纳米颗粒的膨润土钻井液相比，添加海泡石纳米颗粒的膨润土钻井液使砂岩渗透率降低了23.4%。
(5)海泡石纳米颗粒作为膨润土基钻井液的添加剂，不仅可以控制钻井液的流变性，还可以降低钻井液滤失量和对地层的伤害。
这些数据来自使用海泡石纳米颗粒来控制膨润土基钻井液的性能。
