我国页岩气资源量巨大,发展前景广阔,开发过程中投入巨大,而产出相对较小,其中一个很重要的原因是页岩基质纳米孔隙发育,工作液在毛细管力作用下源源不断进入储层,与黏土矿物作用,容易导致井壁失稳、储层损害等问题。目前,页岩储层钻井过程中主要采用油基钻井液,但其成本高,污染环境,侵入储层后难返排,储层损害严重。为了降低工作液滤液向页岩储层的滤失,确立了利用酸溶性纳米材料暂堵纳米孔隙的思路。在评价龙马溪组露头页岩的物性参数、矿物组成、孔径分布及其对渗透率贡献率的基础上,优选了油湿型纳米碳酸钙为纳米添加剂及十六烷基三甲基氯化铵为分散剂,在此基础上配制的纳米钻井液的表观粘度、塑性粘度和动切力随纳米颗粒及十六烷基三甲基氯化铵浓度的增大均先增大后降低,当纳米颗粒浓度为2%时达到最大值,API滤失量随纳米颗粒浓度的增大而逐渐降低。提出了基于压力传递法测试基质型岩心液体渗透率,并以此评价了各因素对封堵及解堵效果的影响。实验结果表明:纳米颗粒浓度为1%时,封堵效果较好,且随着封堵时间的延长,岩心渗透率迅速降低,之后趋于平缓;压差为2MPa条件下,利用15%的稀盐酸酸蚀30分钟后岩心渗透率恢复率达到83.91%~87.50%,解堵效果良好。此外,设计实验研究了毛细管力及压差对钻井液滤液以及纳米颗粒进入基质孔隙的影响,结果表明当岩心含水饱和度较小时,毛细管力起主要作用,随着含水饱和度的逐渐增大,压差的作用逐渐增强。纳米钻井液封堵页岩基质孔隙过程中,对于与纳米颗粒尺寸相仿的孔隙,纳米颗粒以“卡喉”形式实现封堵,对于尺寸较大的孔隙,纳米颗粒以架桥形式实现封堵。纳米钻井液暂堵等效宽度为1μm左右的微裂缝实验结果表明:纳米颗粒浓度为4%时钻井液可以实现有效封堵,且随着封堵时间的延长,渗透率迅速降低,之后趋于平缓;压差为2MPa时,利用15%的稀盐酸酸蚀解堵,渗透率恢复率随酸蚀时间延长而增大,1h后渗透率恢复到原始渗透率的68.09%~74.19%;增大返排压力可以进一步提高岩心的渗透率恢复率,当压差达到8MPa时,渗透率恢复率突然增大的85.11%,达到较好解堵效果。纳米钻井液封堵微裂缝过程中,尺寸较大的颗粒与纳米颗粒堆积在微裂缝端部,且纳米颗粒充填在大颗粒堆积后剩余的空间,使封堵带更加致密,使渗透率降低,且大量的纳米颗粒与少量的尺寸相对较大但比微裂缝宽度小的颗粒进入微裂缝,进一步降低微裂缝的渗透率。