尊敬的审查员

经认真仔细阅读第二次审查意见后做出答复意见如下：

一、权利要求1具有创造性

申请人和代理人经仔细阅读对比文件1，通过对比文件1表4可知，基液+多壁碳纳米管（WBM+MWCNT）的钻井液组成为：淡水、重晶石、氯化钾、氢氧化钠、生物聚合物FLOWZAN、包被剂PAC和多壁碳纳米管（MWCNT）。对比文件1和本发明的配方对比表如下：

审查员在审查意见中指出，对比文件1还公开了不含氯化钾的钻井液配方WBM+MWCNT（0.1ppb MWCNT和0ppb的氯化钾，参见表5的配方（4））。申请人和发明人通过阅读表5可以得知，（WBM + MWCNT at 0.1 ppb of MWCNT and 0 ppb of KCl），Basic WBM含氯化钾11ppb (Basic WBM at 11 ppb of KCl, 0 ppb of KCl, and 0 ppb of PHPA)，也就是说钻井液配方WBM+MWCNT中的WBM含有氯化钾11ppb,而不像审查员所说对比文件1公开了不含氯化钾的钻井液配方，所以与本发明不同。

从对比文件1中公开的钻井液配方中含有KCl的目的来看，是想通过加入KCl提高钻井液抑制页岩膨胀的性能，也就是说对比文件1中公开的钻井液的抑制性必须依赖KCl才实现。而本发明提供的钻井液配方中并没有涉及KCl，但从试验例2所提供的关于泥页岩高温高压水化膨胀试验数据中可以看到，在180℃、3.5MPa下，其最大岩心膨胀率仅为18%，抑制性能优良。显然，本发明提供的钻井液是在没有KCl的情况下实现了对比文件1公开的钻井液才具有的功能，所以在实现钻井液性能上，本专利提供的钻井液配方在技术效果上具有显著的进步。

审查员指出，CCM在本领域无确切的定义，黄原胶与N，N’－亚甲基双丙烯酰胺的使用不能解决任何技术问题，申请人和代理人有不同意见。申请人由于考虑到黄原胶随温度升高自降解，然而，高温下N，N’－亚甲基双丙烯酰胺单体间相互缔合，且能够在高温条件下与黄原胶发生热聚合反应，能够在钻井液体系内部构建具有一定强度的NMPS空间网络，从而稳定体系结构强度,保证钻井液低滤失及携岩性能，解决黄原胶自身存在的问题。具体见本发明说明书第【0007】段。而对于本领域的技术人员，保持钻井液体系内部结构的技术措施是多样的，常规加入抗温能力更强的人工合成聚合物，或者加入交联剂（如氯化铬、间苯二酚等），而这些常规操作均破坏了钻井液体系的环保性。一般情况下，抗高温的人工合成聚合物多为磺化酚醛树脂类，难以在自然环境下生物降解，而交联剂氯化铬、间苯二酚对环境的负面影响也是显而易见的。因此，审查员指出对于CCM在本领域并无确切含义是不成立的。

审查员在审查意见中指出，对于碳酸钠其与对比文件1所公开的氢氧化钠作用相同，均为有利于膨润土的分散、调节钻井液的pH。申请人和代理人持有不同意见，碳酸钠的加入目的在于提高钻井液矿化度，即增加钻井液中钠离子的含量，使得加入的膨润土充分水化分散，而使得钻井液中含有一定数量的小颗粒，这对于形成致密泥饼，降低钻井液的滤失量具有积极影响；氢氧化钠显然不能提高钻井液矿化度，在本领域则是作为pH调节剂来使用，故碳酸钠与氢氧化钠作用不同，而使得分别构建的钻井液配方和性能存在区别。通过本发明说明书第【0015】段可知。

本发明并没有加入包被剂PAC，与对比文件1不同。本领域的技术人员公知的，包被剂，又称包被抑制剂，其主要功能是抑制易水化粘土矿物的水化分散，其作用机理是，在吸附基团的作用加，包被剂将易水化粘土矿物包裹，阻碍钻井液中水分子侵入粘土矿物内部，从而达到抑制粘土水化的目的。本发明所公开的体系配方未涉及PAC，由此所导致的钻井液性能则与对比文件1存在区别。因此，在配方构建上，本发明与对比文件1存在区别。

对比文件1公开的是多壁碳纳米管（MWCNT），而本发明DM: 由单壁多羟基碳纳米管进行共价改性得到。单壁碳纳米管（DCC）具有较高的化学惰性，其表面要纯净一些，而单壁多羟基碳纳米管表面要活泼得多，结合有大量的活性可反应基团，如羟基等，所以本发明DCC与MWCNT不同。虽然两种物质在名称上存在相似性，但实际上是两种不同的物质，分别构建的钻井液配方和性能则也存在差异。审查员指出，“对于DM，单壁碳纳米管也是常见的碳纳米管，其羟基改性后可以提高碳纳米管的亲水性也是本领域技术人员为提高碳纳米管水中的分散性的常规技术手段”，然而，这只是审查员根据单壁碳纳米管的分子结构给出的主观判断，并没有证据支持。本发明公开的DM中所涉及的DCC，在说明书部分已表明，即“高温下不易变形”，而不是提高分散性上。因此，申请人和和代理人不同意审查员指出的本领域技术人员可以根据需要选择单壁碳纳米管，并优选经过羟基改性的单壁多羟基纳米管的意见。发明人是充分考虑构建钻井液其他成分理化性质，以及欲达到的钻井液性能的基础上，将DM作为构建钻井液配方的组分的，且同时给出了具体的DCC配制DM的具体步骤，也是基于DCC首次被用作钻井液材料时的性质而做出的创新性工作。所以，审查员将具有相似名称但性能不同的两种物质作为相似性比较并不合理。

本发明配方还包括了MMC和NMPS，而对比文件1公开的配方并不包含这两个组分，对比文件2和3虽然公开了这两个成分，但并没有教导使用MMC和NMPS与本发明其他成分一起构成本发明技术方案的技术启示。

通过对比文件1和本发明的配方进行分析结果表明，所有配方成分仅有淡水是相同的，其他组分均不相同。审查员只是将其他文件涉及的钻井液配方中筛获的处理剂与本发明所提供的钻井液配方中的处理剂进行相似性比较，这并不严谨也不科学。对比文件2公开的氯化钙水基钻井液所体现的性能侧重在抑制性，对比文件3公开的钻井液配方则在功能上是侧重在封堵性，即适用于漏失地层，这与本专利申请提供的钻井液在功能上存在明显不同。因此，尽管对比文件2和对比文件3公开了MMC和NMPS，本领域技术人员参照比文件1结合对比文件2和3，也并不能直接获得本发明技术方案的启示。故本发明与现有技术相比具体突出的实质性特点。

同时，根据说明书第【0048】段可以得知，实验结果表明，高温高压条件下，本发明新研制DWX钻井液对泥页岩岩心膨胀率的影响最小，其实验最大膨胀率为18％，而从对比文件1图11(a)可知，配方配方WBM+MWCNT的页岩膨胀率为32%。由此可见，本发明与对比文件1相比具有意料不到的技术效果，具有显著的进步。

综上所述，本领域技术人员结合对比文件1、2和3并不能获得本发明的技术方案，本发明与现有技术相比具体突出的实质性特点和显著的进步。故权利要求1具有创造性，符合专利法第22条第3款规定的创造性。

二、权利要求2-5具有创造性

权利要求2-5是权利要求1的从属权利要求，在权利要求1具有创造性的情况下，权利要求2-5也具有创造性。

申请人和代理人一致认为本发明专利申请应能授予发明专利权。恳请审查员早日授予本发明申请以发明专利权。如果审查员在继续审查的过程中，认为本申请还存在其他问题，请给予再次学习和改正的机会。