天然气水合物作为潜在的替代能源,其勘探开发离不开钻井。为维持井眼稳定和井内安全,水合物钻井通常采用过平衡的钻井方式,从而促使了钻井液侵入储层。在钻井液中添加适量纳米颗粒以提高体系的抗滤失性及裂隙封堵性,是弱化钻井液侵入储层的有效方法。考虑到自然界中天然气水合物多形成于泥、砂质沉积地层中,本文将纳米SiO2引入到水合物钻井液体系,但纳米颗粒的存在也可能诱发新的安全风险。因此,能否通过实验优选出适当类型、粒径和添加量的纳米颗粒,使其在钻井液中不会促进水合物的形成和聚集甚至能够产生一定的抑制作用就成为判定纳米颗粒是否适用于水合物钻井液体系的关键。水合物钻井过程中,为防止储层内水合物大量分解,通常需向井内泵入低温钻井液,这就使得井深达到一定深度后,钻井液可能处于水合物形成驱动力较强的井下环境中。为有效防止气侵所诱发的安全隐患,已有水合物钻井液体系往往通过添加大量热力学抑制剂以达到彻底抑制水合物形成的效果,但配制此类钻井液的成本较高且污染性较强。因此,本文针对海洋水合物钻井的特点,提出将各类水合物抑制剂复配使用这一理念;但已有研究表明,纳米颗粒在钻井液中会将钻井液处理剂吸附在其表面,从而弱化处理剂所起到的作用。在此情况下,本文从纳米颗粒对单独一种水合物抑制剂抑制能力的影响着手进行研究,掌握影响规律、剖析影响机理,进而逐步探究纳米颗粒对复配型水合物抑制剂抑制能力的影响,并优选得出本课题组所要研发新型海洋水合物钻井液体系的基础配方。针对上述内容,本文首先通过研究不同温压条件下不同类型、不同粒径、不同添加量的纳米SiO2对甲烷水合物形成的影响,并结合纳米颗粒于流体中的聚集情况,对流体Zeta电位、水活度、导热系数以及甲烷水合物相平衡条件影响等实验数据,多角度、深层次地分析和揭示纳米SiO2影响甲烷水合物形成的内在机理,进而判定何种类型、粒径和添加量的纳米SiO2更加适用于水合物钻井液的配制。然后,研究了不同温压条件下水合物动力学抑制剂和防聚剂单独使用以及分别与热力学抑制剂复配使用时对甲烷水合物形成和聚集的影响,并分析其内在影响机理;由于这些简单体系在水合物形成驱动力较强的情况下无法同时有效抑制水合物的形成和聚集,所以本文将三类抑制剂进行复配从而得出既能大幅度降低水合物形成速率又能有效抑制水合物聚集的复配型水合物抑制剂。最后,在上述基础上,本文厘清亲水纳米SiO2对单一型水合物抑制剂抑制能力的影响并揭示影响机理,进而在水合物形成驱动力较强的实验条件下,对亲水纳米SiO2和复配型水合物抑制剂共存的模拟钻井液体系抑制水合物形成和聚集的能力进行研究。基于这些实验研究与理论分析,本文得出以下结论:(1)亲水纳米SiO2虽然无法抑制水合物的聚集,但在一定粒径及添加量条件下对水合物的形成具有抑制的作用,且粒径为80 nm、添加量为4.0 wt%时抑制能力最强,而且亲水纳米SiO2的添加可以改善钻井液的多项性能,所以适用于配制水合物钻井液。(2)各粒径及添加量的疏水纳米SiO2均对水合物的形成具有促进的作用,并且随着粒径和添加量的增大,促进作用会逐渐增强;受无法抑制水合物聚集且会促进水合物形成的影响,疏水纳米SiO2并不适用于配制水合物钻井液。(3)动力学抑制剂与热力学抑制剂复配虽然不能抑制水合物的聚集,但对水合物形成的抑制能力却有较大幅度增强;防聚剂与热力学抑制剂复配虽然对水合物形成未产生影响,但却能够更为有效地抑制水合物聚集;受这两种复配形式在水合物形成驱动力较强的情况下无法既抑制水合物形成又抑制水合物聚集的影响,需将三类抑制剂进行复配,当NaCl、VC-713和KAP-1在体系中的添加量分别为3.5 wt%、1.25 wt%和1.50 wt%时,可以大幅度减缓水合物形成速率并有效抑制水合物聚集。(4)亲水纳米SiO2与VC-713或KAP-1复配时,由于彼此之间存在吸附和包裹作用,导致VC-713和KAP-1水合物抑制能力均有所减弱的同时,亲水纳米SiO2抑制水合物形成的能力也随着VC-713或KAP-1添加量的增大而减弱,直至彻底消失;亲水纳米SiO2与NaCl复配时,虽然无法抑制水合物的聚集,但受纳米颗粒、Na+以及Cl-均对水分子具有束缚作用并产生协同效应的影响,其抑制水合物形成的能力进一步增强。(5)亲水纳米SiO2的添加会一定程度地弱化复配型抑制剂的水合物抑制能力,但可通过适当增大VC-713和KAP-1添加量的方法削弱甚至消除这一负面影响,进而优选得出配方为:模拟海水+4.0 wt%粒径为80 nm的亲水纳米SiO2+1.50 wt%VC-713+1.75 wt%KAP-1的模拟钻井液作为本课题组所要研发新型海洋水合物钻井液体系的基础配方。