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油基钻井液(Oil-based drilling fluids)是油包水(W/O)型乳状液,由于其优异的润滑、耐温、页岩抑制和油藏保护等性能而在钻井工程中得到广泛应用。特别是近年来以白油(White oil)和气制油(Gas-to-liquid)为基础油开发的油基钻井液,因环境污染风险小而受到人们关注。由于乳状液是热力学不稳定体系,高温时易发生相分离或破乳,这限制了其在高温地层钻井工程中的应用。研发抗高温油基钻井液,成为近期油田化学工程领域的热点课题之一。研究W/O型乳状液的稳定性特别是高温稳定性,对抗高温油基钻井液的研发和现场应用具有重要意义。本文选取白油基乳状液为模型,研究了 W/O型乳状液的高温稳定性,主要考察了高温老化处理(包括老化温度和时间,模拟钻井循环过程)以及有机土(Organoclays)的影响,通过表面/界面活性以及界面/体相流变性测定等,探讨了影响机理,以期为抗高温油基钻井液的研发和现场应用提供依据。本文的主要研究内容和结论:(1)油基钻井液乳化剂界面活性研究选取三种乳化剂(RHJ-1、RHJ-2和RHJ-3)为模型,研究了其在白油表面、水表面和白油/水界面的活性,以及在白油/水界面吸附膜的粘弹性,考察了温度的影响。结果表明,所研究的三种乳化剂均不改变水和白油的表面张力,但均能显著降低白油/水的界面张力(降低幅度～30mN/m),呈现明显的界面活性,其界面活性强度大小趋势为:RHJ-1>RHJ-2>RHJ-3。温度在20～80℃C范围内变化,基本不影响三种乳化剂的界面活性。RHJ-1和RHJ-2在白油/水界面可形成粘弹性界面膜,且均以弹性为主;RHJ-2界面膜强度(扩张模量)明显高于RHJ-1界面膜。RHJ-1和RHJ-2复配可形成混合界面膜,其强度介于二者界面膜之间。高温(120～180℃C)可能导致乳化剂分子间的化学反应,使混合膜的强度增大。这些结果加深了对乳化剂界面活性的认识。(2)白油包水型乳状液稳定性研究以白油为油相,25 wt%CaCl2水溶液为水相,将RHJ-1和RHJ-2复配(质量比为2/1)为乳化剂,并添加Ca(OH)2制备的W/O型乳状液为模型,研究了高温老化处理(包括老化温度和时间)对其稳定性的影响,探讨了影响机理。结果表明,高温老化后,乳状液静置时只析油不析水,表明水相以良好的乳化状态存在。高温(66～232℃)老化可增强乳状液体系的稳定性(静置析油率降低),其中老化温度为180～232℃时乳状液可稳定16 d以上(静置稳定率>90%)。老化时间(16～72 h)对稳定性影响不大。乳状液体系中不存在三维网络结构,故其稳定性主要决定于乳化剂界面膜的粘弹性。乳状液的稳定性与乳化剂界面膜的强度(扩张模量幅度)呈良好的正相关性。这些结果为抗高温油基钻井液的研制提供了重要信息。(3)有机土对白油基乳状液稳定性的影响以两种有机土(OC-HT和OC-LT)为模型,研究了有机土(包括二者复配)对乳状液高温稳定性的影响,探讨了影响机理。结果表明,有机土对乳状液稳定性的影响与老化温度有关,当老化温度为66～180 ℃时,有机土可显著增强乳状液的稳定性,而当老化温度更高时(如232℃),有机土反而降低乳状液的稳定性。老化温度在66～180℃范围内增高或老化时间在16～72 h范围内延长,有机土@乳状液体系的稳定性均有降低趋势。有机土可增强乳状液的屈服值、粘度和粘弹性,且有机土@乳状液体系以弹性为主,表明有机土在体系中形成了三维网络结构,这可抑制水相液滴的高温聚集和沉降,故能增强乳状液的稳定性。老化温度增高(66～180℃)和老化时间延长(16～72 h),三维网络结构强度有减弱趋势,可能与有机土表面修饰剂解吸有关。有机土网络结构强度与乳状液体系稳定性间基本成正相关性。OC-LT@乳状液和OC-HT@乳状液体系经200℃老化,OC复配@乳状液经180℃老化,仍具有理想的稳定性,这对其现场应用具有重要意义。