一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂及其制备方法
阅读说明：本技术 一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂及其制备方法 (Nano latex strong plugging agent for drilling fluid and preparation method thereof ) 是由 曹何山 卢新玉 卢长征 沈勤长 于 2019-10-11 设计创作，主要内容包括：本发明公开了一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂及其制备方法,其包括以下重量份的原料：乙烯基液10-60份；丙烯基液5-25份；甲基丙烯酸磺酸钠1-19份；副乳化剂0.1-10份；引发剂0.01-2份；水：10-60份。一种纳米胶乳强封堵剂的制备方法为：S1预乳液的制备S1-1制备水相；S1-2制备油相；S1-3将油滴加到水相中,混合均匀,得到预乳液；S2于预乳液中加引发剂,搅拌后备用；S3将步骤S2中制备得到溶液加入水搅拌,得到纳米胶乳强封堵剂。本发明的纳米胶乳强封堵剂可用于钻井液用封堵剂,具有高效快速封堵页岩中微纳米缝隙的优点。(The invention discloses a nano latex strong plugging agent for drilling fluid and a preparation method thereof, wherein the nano latex strong plugging agent comprises the following raw materials in parts by weight: 10-60 parts of vinyl liquid; 5-25 parts of propylene-based liquid; 1-19 parts of sodium methacrylate sulfonate; 0.1-10 parts of a secondary emulsifier; 0.01-2 parts of an initiator; water: 10-60 parts. The preparation method of the nano latex strong plugging agent comprises the following steps: preparation of S1 Pre-emulsion S1-1 preparation of the aqueous phase; s1-2, preparing an oil phase; s1-3, adding oil drops into the water phase, and uniformly mixing to obtain a pre-emulsion; s2, adding an initiator into the pre-emulsion, and stirring for later use; s3, adding water into the solution prepared in the step S2, and stirring to obtain the nano latex strong plugging agent. The nano latex strong plugging agent can be used as a plugging agent for drilling fluid, and has the advantage of efficiently and quickly plugging micro-nano gaps in shale.)
技术领域
本发明涉及乳胶封堵剂的技术领域，更具体地说，它涉及一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂及其制备方法。
背景技术
钻井液的滤失及滤饼的形成在钻井过程中钻井液的滤失是必然的，通过滤失可形成滤饼保护井壁。但是钻井液滤失量过大，易引起页岩膨胀和坍塌，造成井壁不稳定。此外，滤失量增大的同时滤饼增厚，使井径缩小，给旋转的钻具造成较大的扭矩，起下钻时引起抽汲和压力波动，易造成压差卡钻。因此，适当地控制滤失量是钻井液的重要性能之一。
同时，在页岩气钻探的过程中，由于页岩地层通常非常致密、孔隙度很低，页岩孔隙尺寸在几个纳米到几百个纳米范围内，而一般的封堵剂的粒径较大，不能对这样的孔隙进行封堵或者封堵的效果不好。而此纳米材料基于其小尺寸效应、表面效应、选择吸附性等特殊性能，国内外许多学者开始把各种纳米材料运用到页岩气水基钻井液中，改善钻井液性能。纳米胶乳一般指粒子尺寸在几纳米到1微米的范围内、由合成聚合物或天然高分子构成的亚微米级的胶体体系。纳米胶乳具有较强的井壁稳定能力和较好的润滑、油层保护性能。加入纳米材料的水基钻井液具有提高页岩水化膨胀的抑制性，改善泥饼质量和钻井液流变性，提高钻井液润滑性、降低钻柱磨损等作用。
申请号为2018102643174的发明专利公布了一种具有核壳结构的丙烯酸酯类乳液及其制备方法和应用。该乳液由包含以下组分的原料聚合得到：聚合单体、纳米二氧化硅、表面活性剂、聚乙烯醇、引发剂和水；其中，所述聚合单体形成乳胶粒的壳层，由硬单体和亲水性单体组成，硬单体选自苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯和丙烯腈中的两种以上；亲水性单体选自丙烯酸、甲基丙烯酸羟乙酯和丙烯酸羟乙酯中的至少一种；所述纳米二氧化硅形成乳胶粒的核层。该发明的乳液作为封堵剂加入到水基钻井液中能实现在高温高压条件下对岩心孔隙的有效封堵。
但是上述发明专利在其对页岩层进行封堵的过程中，封堵速度并不是很快，因此使得整个封堵操作较为低效。
发明内容
针对现有技术存在的不足，本发明的第一个目的在于提供一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂，其具有快速封堵页岩孔隙以及降低钻井液滤失量的优点。
本发明的第二个目的在于提供一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂的制备方法。
为实现上述第一个目的，本发明提供了如下技术方案：一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂，包含以下重量份的原料：
乙烯基液10-60份；
丙烯基液5-25份；
甲基丙烯酸磺酸钠1-19份；
副乳化剂0.1-10份；
引发剂0.01-2份；
水：10-60份。
通过采用上述技术方案，乙烯基单体和丙烯基酯的乳化性能差，必须要在乳化剂的作用下才能被乳化；而甲基丙烯酸磺酸钠的乳化性能好较好，具有抗盐抗高温的特性；乙烯基单体和丙烯基酯首先在乳化剂和副乳化剂的作用下，形成较为稳定的水包油(油/水)的乳化液，随后在引发剂的作用下小分子单体之间发生聚合反应，最终形成胶体状态的纳米胶乳。制备得到的纳米胶乳中有较多的纳米级颗粒，在应用到水基钻井液中时，能够更好的进入到页岩的微纳米级孔隙中，更好的将页岩的孔隙堵住；同时本发明的纳米乳胶强封堵剂是采用乙烯基液和丙烯基液乳化后聚合得到，在用于水基钻井液中后，能够在井壁的表面形成一层致密膜结构，具有较强的防水功能，防止钻井液的进一步滤失，综合上述两点，本发明的纳米乳胶强封堵剂能够达到良好的封堵效果，在钻井过程中进一步降滤失。
进一步地，一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂，包含以下重量份的原料：
乙烯基液25-45份；
丙烯基液12-18份；
主乳化剂7.5-12.5份；
副乳化剂3-7份；
引发剂0.5-1.5份；
水：25-45份。
通过采用上述技术方案，进一步优化了制备本发明纳米乳胶强封堵剂的原料配比范围，使得在该配比范围内制备得到的纳米乳胶强封堵剂在对页岩的封堵。
进一步地，所述乙烯基液是苯乙烯和丙酸乙烯酯的混合物；所述丙烯基液是丙烯酸、丙烯酸乙烯酯和甲基丙烯酸环己酯的混合物。
进一步地，所述苯乙烯和丙酸乙烯酯的质量比为12:5-9；所述丙烯酸、丙烯酸乙烯酯和甲基丙烯酸环己酯的质量比为2:4:1-2。
通过采用上述技术方案，苯乙烯和丙烯酸在引发剂的作用下自身发生聚合，同时，苯乙烯和丙烯酸以及丙烯酸乙烯酯发生共聚、丙酸乙烯酯和丙烯酸发生共聚、甲基丙烯酸环己酯和苯乙烯发生共聚，生成聚苯乙烯，聚苯乙烯的透明度高、刚度大、刚性好、耐化学腐蚀性、玻璃化温度高等特性，但是由于聚苯乙烯性脆，为了克服这一不足，在苯乙烯中添加部分丙酸乙烯酯，在乳化剂和引发剂的作用下丙酸乙烯酯与苯乙烯发生聚合，得到的聚合物耐酸耐碱，且具有良好的耐水性，在将该产品用作水基钻井液的封堵剂的时候，对页岩缝隙的粘合封堵效果更好，防水性更高。
进一步地，所述副乳化剂选自脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、辛基苯酚聚氧乙烯(10)醚、辛基苯酚聚氧乙烯(8)醚、辛基苯酚聚氧乙烯(6)醚中的一种。
通过采用上述技术方案，加入副乳化剂，副乳化剂和乳化剂相互配合，更好地将各聚合单体分散成微小的单体珠滴，形成增溶胶束，乳化剂被吸附在单体珠滴和乳胶粒表面上，形成稳定的聚合物乳液。
进一步地，所述引发剂选自过硫酸钾、过硫酸钠或过硫酸铵其中的一种。
通过采用上述技术方案，使用引发剂，促进乳液状态下的单体进行聚合，进而形成稳定的纳米乳胶液。
为实现上述第二个目的，本发明提供了如下技术方案：
一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1预乳液的制备
S1-1将主乳化剂加入到水中搅拌，制备水相；
S1-2将副乳化剂、乙烯基液、丙烯基液混合后搅拌均匀，制备油相；
S1-3在搅拌条件下，将油滴加到水相中，混合均匀，得到预乳液；
S2于制备得到的预乳液中加入引发剂，搅拌均匀后备用；
S3将步骤S2中制备得到溶液加入水之后在80-100℃的温度下搅拌50-90min，即制备得到纳米胶乳强封堵剂。
通过采用上述技术方案，制备得到体系稳定的纳米胶乳，其纳米胶乳的颗粒中纳米级的颗粒更多，对页岩的降滤失率更低以及应用于页岩中后页岩的抗剪强度更高。
综上所述，本发明具有以下有益效果：
第一、由于本发明采用苯乙烯和丙酸乙烯酯的混合物为乙烯基液，采用丙烯酸、丙酸乙烯酯和甲基丙烯酸环己酯为丙烯基液，使得各单体之间进行聚合，使得制备得到的纳米胶乳液的颗粒中纳米级的颗粒占比高，进而实现对页岩的微纳米缝隙的高效封堵。
第二、本发明对乙烯基液中的苯乙烯和丙酸乙烯酯的用量比以及丙烯基液中的丙烯酸、丙酸乙烯酯和甲基丙烯酸环己酯的用量比进行优化，使得最终制备得到的纳米胶乳强封堵剂对页岩的微纳米缝隙的封堵效果更佳。
第三、本发明的方法，制备得到体系稳定的纳米胶乳，其纳米胶乳的颗粒中纳米级的颗粒更多，对页岩的降滤失率更低以及应用于页岩中后页岩的抗剪强度更高。
具体实施方式
以下结合实施例对本发明作进一步详细说明。
实施例
实施例1
一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂，封堵剂的制备配方及配比见表1。
表1实施例1-9的纳米胶乳强封堵剂的配方配比
本实施例中，苯乙烯和丙酸乙烯酯的质量比为12:6，丙烯酸、丙烯酸乙烯酯和甲基丙烯酸环己酯的质量比为2:4:1.5。
苯乙烯购自百灵威科技，CAS号为100-42-5，产品编号为M-502-42；
丙酸乙烯酯购自百灵威科技，CAS号为105-38-4，产品编号为P0613；
丙烯酸购自百灵威科技，CAS号为79-10-7，产品编号为369936；
丙烯酸乙烯酯购自百灵威科技，CAS号为4245-37-8，产品编号为434620；
甲基丙烯酸环己酯购自百灵威科技，CAS号为101-43-9，产品编号为M0594；
甲基丙烯酸磺酸钠购自百灵威科技，CAS号为1561-92-8，产品编号为464358；
过硫酸钾购自百灵威科技，CAS号为7727-21-1，产品编号为948834。
一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂的制备方法，包括以下步骤：
S1预乳液的制备
S1-1将甲基丙烯酸磺酸钠加入到水中搅拌5min，制备水相；
S1-2将脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、苯乙烯、丙酸乙烯酯、丙烯酸、丙烯酸乙烯酯和甲基丙烯酸环己酯混合后搅拌均匀20min，制备油相；
S1-3在搅拌条件下，将油滴加到水相中，混合均匀，得到预乳液；
S2于制备得到的预乳液中加入过硫酸钾，搅拌均匀后备用；
S3将步骤S2中制备得到溶液加入水之后在90℃的温度下搅拌70min，即制备得到纳米胶乳。
实施例2-9与实施例1的区别在于，一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂的配方及配比与实施例1不同，具体见表1，其他同实施例1。
其中，辛基苯酚聚氧乙烯(10)醚购自江苏省海安石油化工厂的OP-10乳化剂，是烷基酚与环氧乙烷的缩合物；
辛基苯酚聚氧乙烯(8)醚购自江苏省海安石油化工厂的OP-8乳化剂，是烷基酚与环氧乙烷的缩合物；
辛基苯酚聚氧乙烯(6)醚购自江苏省海安石油化工厂的OP-6乳化剂，是烷基酚与环氧乙烷的缩合物；
过硫酸钠购自百灵威科技，产品编号为341366，CAS号为7775-27-1；
过硫酸铵购自百灵威科技，CAS号为7727-54-0，产品编号为1337501；
过氧化苯甲酰购自百灵威科技，CAS号为94-36-0，产品编号为934368。
实施例10
本实施例与实施例3的区别在于，苯乙烯和丙酸乙烯酯的质量比为12:5，其他同实施例3。
实施例11
本实施例与实施例3的区别在于，苯乙烯和丙酸乙烯酯的质量比为12:7，其他同实施例3。
实施例12
本实施例与实施例3的区别在于，苯乙烯和丙酸乙烯酯的质量比为12:8，其他同实施例3。
实施例13
本实施例与实施例3的区别在于，苯乙烯和丙酸乙烯酯的质量比为12:9，其他同实施例3。
实施例14
本实施例与实施例11的区别在于，丙烯酸、丙烯酸乙烯酯和甲基丙烯酸环己酯的质量比为2:4:2，其他同实施例11。
实施例15
本实施例与实施例11的区别在于，丙烯酸、丙烯酸乙烯酯和甲基丙烯酸环己酯的质量比为2:4:1，其他同实施例11。
实施例16
本实施例与实施例11的区别在于，一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂的制备方法，包括以下步骤：
S1预乳液的制备
S1-1将甲基丙烯酸磺酸钠加入到水中搅拌5min，制备水相；
S1-2将脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、苯乙烯、丙酸乙烯酯、丙烯酸、丙烯酸乙烯酯和甲基丙烯酸环己酯混合后搅拌均匀20min，制备油相；
S1-3在搅拌条件下，将油滴加到水相中，混合均匀，得到预乳液；
S2于制备得到的预乳液中加入过硫酸钾，搅拌均匀后备用；
S3将步骤S2中制备得到溶液加入水之后在80℃的温度下搅拌50min，即制备得到纳米胶乳强封堵剂。
其它同实施例11。
实施例17
本实施例与实施例11的区别在于，一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂的制备方法，包括以下步骤：
S1预乳液的制备
S1-1将甲基丙烯酸磺酸钠加入到水中搅拌5min，制备水相；
S1-2将脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、苯乙烯、丙酸乙烯酯、丙烯酸、丙烯酸乙烯酯和甲基丙烯酸环己酯混合后搅拌均匀20min，制备油相；
S1-3在搅拌条件下，将油滴加到水相中，混合均匀，得到预乳液；
S2于制备得到的预乳液中加入过硫酸钾，搅拌均匀后备用；
S3将步骤S2中制备得到溶液加入水之后在100℃的温度下搅拌90min，即制备得到纳米胶乳强封堵剂。
其它同实施例11。
对比例
对比例1-5与实施例11的区别在于，一种用于钻井液的纳米胶乳强封堵剂的配方及配比与实施例11不同，具体见表2，其他同实施例11。
表2对比例1-5的纳米胶乳封堵剂的配方配比
对比例6
本对比例中制备封堵剂的配方配比及方法为：
S1：在250mL烧杯中，加入32g苯乙烯，16g甲基丙烯酸酯，3g丙烯酸，2g甲基丙烯酸羟乙酯和2.5g纳米二氧化硅，然后超声波震荡20min，得到混合液；
S2：将0.5g OP-10和0.25g SDBS溶于20mL蒸馏水后，加入到上述混合液中并剪切乳化5min，形成预乳液；
S3：在250mL的四口圆底烧瓶中，加入15mL浓度2重量％PVA的水溶液和部分预乳液(占预乳液总量的25体积％)；
S4：将圆底烧瓶浸没在71℃的水浴，在氮气保护下以300r/min搅拌10min；
S5：将上述水浴升温至80℃，将剩余预乳液和15mL浓度1重量％的过硫酸铵水溶液使用两个滴液漏斗分别滴加到圆底烧瓶中进行聚合反应，滴加速度控制在2h滴完，之后继续反应2h，最后冷却至40℃，加入浓度25重量％的氨水调节pH至7，得到丙烯酸酯类乳液。
具体参考专利文件：申请号为CN201810264317.4的发明专利，其专利名称为具有核壳结构的丙烯酸酯类乳液及其制备方法和应用。
性能检测一、粒径检测
采用Malvern激光粒度仪对分别采用实施例1-16的配方配以及工艺制备得到的纳米胶乳强封堵剂的胶乳粒径进行测定，其测定结果如表3所示。对分别采用对比例1-5的配方配以及工艺制备得到的纳米胶乳强封堵剂的胶乳粒径进行测定，其测定结果如表4所示。
二、高温高压滤失量降低率的测定
分别测定采用实施例1-16的配方配以及工艺制备得到的纳米胶乳强封堵剂对页岩的渗透性，其测定结果如表3所示。对分别采用对比例1-5的配方配以及工艺制备得到的纳米胶乳强封堵剂的对页岩的渗透性进行测定，其测定结果如表4所示。
具体的测定方法为：
(1)纳微米级孔、缝的超低孔超低渗地层“模拟岩芯”用标准浆制备量取一定体积的10％预水化膨润土架(10％的土+土含量5％Na2CO3)倒入搪瓷杯中，用D96型电动搅拌机边搅拌边加入1.5％的分散剂SXY，揽拌后40min后，倒入高温老化罐，在60℃条件下密闭水化24h，取出冷却至室温倒入搪瓷杯边搅拌边加入0.5％FV-2，加完后继续搅拌直至无“鱼眼”(大约40min)，再加入70g重晶石，搅拌40min后，装入老化罐，在105℃/16h条件下热滚便制得封堵评价用标准桨。
其中SXY购自广东中联邦精细化工有限公司，产品型号为DH-A169。
(2)纳微米级孔、缝的超低孔超低渗地层“模拟岩芯”制备将标准浆冷却至室温，用GGS42-2型高温高压失水仪测量其30min滤失量(条件为105℃/3.5MPa)，然后将仪器内标准装倒出，贴仪器内壁注入少量蒸馏水，轻轻晃动后将水倒出，再注入蒸馏水至刻度处，在105℃/3.5MPa下测定泥饼在蒸馏水条件下的滤失量，每2min记录一次读数，30min后实验全部结束；冷却至室温，倒出蒸馏水，取出仪器内泥饼，用热风机将泥饼供吹20s，再用针入度仪测其厚度，每个泥饼选测20-30个点，并取其平均值为泥饼厚度，按泥饼平均渗透率公式计算泥饼渗透率。此时制得的泥饼为纳微米级孔、缝的超低孔超低渗地层“模拟岩芯”，其渗透率为10-4mD级。
泥饼的平均渗透率按下式计算：
K0＝q·l·u/(A·ΔP)
式中K0-泥饼平均渗透率，10-1um2；
q-单位时间内蒸馏水滤失体积，cm3/s；
l-泥饼平均厚度，cm；
u-蒸馈水在实验室条件下的粘度，mPa·s；
A-滤饼面积，cm2；
ΔP-实验压差，MPa。
其中，u取蒸馏水在25℃黏度0.8937mPa·s；滤饼面积A为26.73cm2，实验压差为3MPa。泥饼平均厚度为0.34cm。
(3)基架配制
在1L自来水(80-100℃)中边搅边加入30g膨润土，搅拌5-10min后加入1.5g Na2CO3，再继续搅拌30min，存放24h备用，即为3％基浆。
(4)封堵剂聚体配制
在3％基浆中加入封堵剂，用D96型电动搅拌机搅拌直至完全分散，倒入老化罐在105℃条件下老化16h，取出冷却至室温，即为封堵剂桨体。
(5)封堵剂封堵效果评价
量取一定体积3％预水化基浆倒入老化耀中，在105℃条件下热滚16h，取出冷却至室温倒入GGS42-2型高温高压失水仪中(失水仪过滤介质为“模拟岩芯”，渗透率4.78×10-4mD)，在105℃/3.5MPa/30min条件下测定基浆滤失量，冷却至室温，将泥桨杯内浆体倒出，贴其内壁注入蒸馏水1-2次，轻轻晃动后将液体倒出，尽量除去虚泥饼，随后注入蒸馏水至刻度处，在室温、3.5MPa下，每隔5min测定一次滤失量，直至30min实验结束，总滤失量记为Q，单位时间内蒸馏水滤失体积q为Q/1800，单位为cm3/s，按公式计算泥饼渗透率为K0，重复该过程测定封堵剂架体的泥饼渗透率K1、用渗透率降低率Kr来表征封堵效果的好坏，渗透率降低率越高，封堵剂封堵效果越好。
泥饼渗透率降低率计算公式如式(1)，Kr＝(K0-K1)/K0×100％。
式中，Kr—泥饼渗透率降低率，％；
K0—基桨的泥饼渗透率，mD；
K1—含封堵剂钻井液体系的泥饼渗透率，mD。
三、对页岩的抗剪强度检测
分别将采用实施例1-16的配方配以及工艺制备得到的纳米胶乳强封堵剂用于页岩，随后对页岩的抗剪强度进行检测，其测定结果如表3所示。分别将采用对比例1-5的配方配以及工艺制备得到的纳米胶乳强封堵剂用于页岩，随后对页岩的抗剪强度进行检测，其测定结果如表4所示。
具体步骤为：取制备得到的封堵剂在3MPa/50℃的条件下对页岩进行浸泡，测试其抗剪强度。
表3具体实施例1-17的纳米胶乳封堵剂的性能检测结果
由表3的实施例1-17可以看出，本发明制备得到的纳米胶乳强封堵剂的粒径小于1um的颗粒占总颗粒的50.18-68.31％，粒径在1-10um的颗粒占总颗粒的16.63-23.25％，粒径在10-30um的颗粒占总颗粒的9.67-20.36％，粒径大于30um的颗粒占总颗粒的1.96-11.28％，其颗粒的粒径大部分位于纳米级别。
从实施例1-5可以看出，采用实施例3配方配以及工艺制备得到的纳米胶乳强封堵剂的乳胶中纳米级别的颗粒占比最多，为65.67％；其高温高压滤失量降低率最高，为65.31％；对页岩的抗剪强度最高，为45.62Mpa。因此经筛选得到，采用实施例3配方配以及工艺制备得到的纳米胶乳强封堵剂的封堵效果最佳。
随后在实施例6-9中，分别对乙烯基液和丙烯基液的用量进行进一步优化，从实施例6-9和实施例3中的结果可知，当乙烯基液和丙烯基液的用量分别为35Kg、15Kg的时候，即采用实施例3配方配比制备得到的纳米胶乳强封堵剂，其纳米级颗粒的含量最多，为65.67％；高温高压滤失量降低率最高，为65.31％；对页岩的抗剪强度最高，为45.62Mpa。
紧接着实施例3的基础上，设置实施例10-13，对乙烯基液中苯乙烯和丙酸乙烯酯的用量比进行优化(苯乙烯和丙酸乙烯酯的质量比分别为12:5、12:6、12:7、12:8和12:9)。从表1中看出，当苯乙烯和丙酸乙烯酯的质量比为12:7时，制备得到的纳米胶乳强封堵剂的纳米级颗粒的含量最多，为68.31％；高温高压滤失量降低率最高，为68.97％；对页岩的抗剪强度最高，为47.13Mpa。
随后在实施例11的基础上设置实施例14和15，对乙烯基液中的丙烯酸、丙烯酸乙烯酯和甲基丙烯酸环己酯的质量比进行优化，当丙烯酸、丙烯酸乙烯酯和甲基丙烯酸环己酯的质量比为2:4:1.5的时候，制备得到的纳米胶乳封堵剂的效果最好，即采用实施例11中的配方配以及工艺制备得到的纳米胶乳强封堵剂的性能最佳。
最后设置实施例16和17，对纳米胶乳封堵剂的制备方法进行优化。最终采用实施例11的配方配以及工艺制备得到的纳米胶乳强封堵剂的性能最佳：其纳米级颗粒的含量为68.31％，高温高压滤失量降低率为68.97％，对页岩的抗剪强度为47.13Mpa。
表4对比例1-6的纳米胶乳封堵剂的性能检测结果
从表4中对比例1和对比例2中可以看出，当乙烯基液中只用苯乙烯或者只用丙酸乙烯酯的时候，对制备的得到的纳米乳胶强封堵剂的粒径分布、高温高压滤失量降低率以及应用了该封堵剂页岩的抗剪强度影响较大，制备得到的纳米乳胶封堵剂的各项性能参数较差。乙烯基液中对其结果影响较大的是苯乙烯，丙烯基液中对其结果影响较大的是甲基丙烯酸环己酯。当采用不同的单体进行聚合反应的时候，制备得到的纳米胶乳的粒径分布不同。纳米级的颗粒占比越多，最终会有更多的颗粒进入页岩的微纳米级别的缝隙中，进而对页岩的封堵效果越好，降滤失率更高，同时使得页岩的抗剪强度更好。
从对比例6与实施例11的结果对比可知，采用对比例6中的配方和配比制备得到的纳米胶乳封堵剂和采用本发明实施例11的配方和配比制备得到的纳米胶乳封堵剂相比，采用本发明实施例11的配方和配比制备得到的纳米胶乳封堵剂的颗粒中纳米级的颗粒占比较多，且本发明的封堵剂的降滤失率更大。但是由于对比例6中的配方中添加了纳米二氧化硅，使得采用对比例6的配方配比制备得到的封堵剂的抗剪强度和本发明制备得到的封堵剂相差不大。但是试验证明，采用对比例6的配方配比制备得到的封堵剂实现封堵要7-10d，而本发明的封堵剂实现封堵只需要4-6d，其封堵效率更高。
本具体实施例仅仅是对本发明的解释，其并不是对本发明的限制，本领域技术人员在阅读完本说明书后可以根据需要对本实施例做出没有创造性贡献的修改，但只要在本发明的权利要求范围内都受到专利法的保护。
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