＊李艳飞 李三喜 蔡斌 葛俊瑞 吴健

（中海石油(中国)有限公司上海分公司 上海 200235）

1.引言

勘探表明，我国深层油气资源储量丰富，深层油气资源勘探开发步伐逐年加快。随着钻探深度的增加，井底温度和压力也越来越高。深井钻探过程中，高温高压会导致钻井液流变性发生很大变化，而钻井液流变性在井筒清洁和携带岩屑等方面发挥着重要作用，钻井液在井底黏度较低有利于辅助破岩和清洁钻屑，在环空中黏度较高有助于岩屑悬浮和上返。因此，高温高压条件下钻井液流变性研究对深井安全钻探意义重大。

近年来，国内外学者在高温高压钻井液流变性研究方面取得了相关进展。Briscoe等较早研究了水基钻井液在高温高压下的流变性，实验最高温压为160℃和70MPa，结果表明，在该温压条件下大部分已有钻井液体系均表现出失效特征。Rossi等使用Haake Searl型高温高压流变仪研究了不同浓度Na+蒙脱石钻井液的流变性，实验温压分别为140℃和140MPa，结果表明钻井液流变参数与温度和Na+蒙脱石浓度有关。Ttomislav等研究了高密度低固相水基钻井液在高温高压下的流变性，实验最高温压可达170℃和93MPa，研究提出减少固相含量可优化钻井液在高温高压下的流变性。蒋官澄等利用旋转黏度计测定了常用水基钻井液在不同温度下的流变参数，实验温度60～150℃，结果表明钻井液塑性黏度、表观黏度和卡森极限黏度均随温度的上升而降低。吕开河等使用Fan-50型高温高压流变仪研究了聚醚多元醇钻井液在30～170℃下的流变特性，并优选出了幂律和赫巴两种流变模式。周福建等使用CHAN-7400型高温高压流变仪研究了水包油乳化钻井液的流变性，结果表明温度越高压力对钻井液流变性影响越小。易灿等使用M7500型高温高压流变仪，测定了特定温压下超低渗透聚磺水基钻井液流变性，发现该钻井液极限温度在210℃左右。

调研表明国内外学者对高温高压下钻井液剪切速率、塑性黏度随温压变化规律及不同类型钻井液所适用的流变模式等方面已经进行了相关研究。但已有研究大部分采用室内配制的钻井液样品，这与现场采用的实际钻井液组分并不完全相同，目前对油田现场钻井液高温高压流变特性的研究较少。本文针对上述问题，采用OPITE高温高压流变仪对现场一种水基钻井液的流变性进行了测定，并对实验数据进行了拟合分析，得到了该钻井液的临界失效温度和描述其流变特性的最佳流变模式。

2.钻井液流变性测定实验

（1）仪器与样品。实验测试仪采用美国OFITE公司生产的高温高压流变仪（图1），其最高工作压力可达206.9MPa，最高工作温度可达260℃，剪切速率为0.01～1022s-1。实验所用钻井液为东海某油田现场使用的水基钻井液样品，单次实验钻井液样品用量为155ml。

图1 OFITE高温高压流变仪

（2）实验方法。①首先利用XGRL-4A型高温滚子加热炉（图2），将现场钻井液样品进行16h热滚，使其性能与油气田现场使用时一致。②其次启动计算机并打开ORCADA控制程序，然后输入待测为温压等参数，建立新的测试程序，并按照以下步骤组装仪器：A.准确安装O型圈和金属阻塞环后倒入155ml钻井液样品，检查转子转动情况；B.托起腔体将其安装到联轴器上，安装弹簧安全罩；C.将测试腔放入加热槽内，并固定；D.将液压管线进口和出口端与测试腔连接；E.将传感器罩旋转到测试腔上。

图2 XGRL-4A型高温滚子加热炉

运行设置好的测试程序开始钻井液流变性测试，实验过程中预设10个测试温度（20℃、40℃、60℃、80℃、100℃、120℃、140℃、160℃、180℃、200℃），每个测试温度下设置8个测试压力（3000psi、5000psi、7000psi、10000psi、13000psi、16000psi、19000psi、22000psi），仪器转速选用600RPM。测试程序在预定的温压和转速下实时记录钻井液样品的剪切应力和表观黏度。

3.实验结果分析

从钻井液流变性测试实验数据中选取16000psi条件下，不同温度剪切应力随剪切速率的变化数据，绘制钻井液样品的流变曲线，如图3。根据不同温度下钻井液样品流变曲线得到，该钻井液为塑性流体。

图3 不同温度下的流变曲线

同一温度下的剪切应力均随剪切速率的增大而增大。温度由20℃上升到100℃过程中，不同剪切速率下剪切应力随温度升高而减小；温度由100℃上升到140℃过程中，不同剪切速率下剪切应力随温度升高呈现先增大后略有降低的趋势；温度继续上升到160℃以上时，不同温度下的流变曲线近乎重合，这表明剪切应力不再随温度变化。

如图4绘制了不同温度下钻井液表观黏度随压力变化曲线，温度160℃以下时，随压力增大表观黏度波动范围为2～6mPa·s，即压力对表观黏度影响较小。温度达到160℃以上时，钻井液表观黏度几乎不变，始终保持在22～23mPa·s。

图4 表观黏度随压力变化曲线

如图5绘制了不同压力下表观黏度随温度变化曲线，表观黏度随温度升高均呈现逐渐降低、小幅增加和基本稳定三个阶段。温度低于140℃时，表观黏度处于整体降低阶段；温度在140℃～160℃时，表观黏度处于小幅增加阶段；温度高于160℃时，表观黏度基本稳定。综合钻井液在不同温度下的流变规律、表观黏度随温压变化规律得到，该钻井液在140℃以上时，剪切应力和表观黏度均不再变化，因此其临界失效温度约为140℃。

图5 表观黏度随温度变化曲线

4.流变模式优选

描述钻井液流变性时常用的函数模型有宾汉模式、幂律模式、卡森模式和赫巴模式。在实验数据基础上，本研究利用这四种流变模式对剪切应力和剪切速率进行非线性拟合，得到不同流变模式下的关键参数，优选流变模式。

（1）宾汉模式。塑性流体流变曲线可描述为：

式中，τ为剪切应力，Pa；0τ为动切力，Pa；sη为塑性黏度，Pa·s；γ为剪切速率，s-1。

（2）幂律模式。假塑性流体流变曲线可描述为：

式中，n为流性指数，无量纲；K为稠度系数，Pa·sn。

（3）卡森模式。描述卡森模式表达式为：

式中，cτ为卡森屈服值，Pa；η∞为极限高剪切黏度，Pa·s。

（4）赫巴模式。描述赫巴模式表达式为：

式中，yτ为赫巴模式的屈服值，Pa。

本研究利用四种不同的流变模式对剪切应力和剪切速率进行非线性拟合，得到不同流变模式下的关键参数，并根据决定系数R2来评价拟合结果的优劣。由于实验分析得到该钻井液临界失效温度约为140℃，因此采用该钻井液样品失效前的有效数据来拟合流变参数并优选流变模式。表1为该温压下不同流变模式拟合公式。

表1 不同流变模式拟合方程

图6为表1中各个流变模式的决定系数随温度变化曲线，其中宾汉模式决定系数R2下降幅度最大，从0.8220下降到0.3200，这也表明其描述该钻井液流变性的效果最差。相比于宾汉模式和卡森模式，幂律模式和赫巴模式的决定系数均较高，温度100℃以下时，幂律模式和赫巴模式的决定系数大小基本一致，因此低温时这两种模式均能够较准确描述该钻井液流变性。温度100℃以上时，赫巴模式的决定系数明显高于幂律模式，因此高温下采用赫巴模式能够较准确描述该钻井液流变性。王富华等采用室内配置的钻井液样品研究得到四种流变模式中幂律模式描述水基钻井液高温高压流变性效果最差，赫巴模式是描述水基钻井液高温高压流变性的最佳模式，与本文高温高压条件下的流变模式具有较好的一致性。

图6 不同模式决定系数

5.结论

本研究针对东海某油田现场采用的一种水基钻井液，使用OPITE高温高压流变仪研究了其在高温高压条件下的流变性，得到主要结论如下：

（1）温度是影响实验所用水基钻井液样品表观黏度的主要因素，而压力对钻井液表观黏度的影响较小。

（2）表观黏度随温度变化规律为先减小后小幅增大，表观黏度进入增大阶段表明该钻井液失效，该钻井液的临界失效温度约为140℃。

（3）采用不同流变模式对实验数据拟合分析，结果显示100℃以下时，幂律模式和赫巴模式均能较准确描述该钻井液流变性，温度达到100℃以上时，赫巴模式更适合描述其流变性。