高温高压下高密度全油基钻井液流变模式

王金树，周芳芳，王福魁

(承德石油高等专科学校 a.石油工程系；b.教务处，河北 承德 067000)

随着非常规能源的开发和钻井深度的不断加大，油基钻井液因其良好的抑制性、抗盐抗钙性、抗温性和润滑性等性能而得到越来越多的应用[1]。国内外针对油基钻井液的高温高压流变特性已开展了实验研究，并提出了相关的预测模型。如石油大学鄢捷年教授对高温高压下油包水乳化钻井液的流变特性进行了研究[2]，长城钻探工程技术研究院王建对高温高压全油基钻井液的表观黏度、塑性黏度和动切力对温度和压力的变化进行了研究[3]，中国石油大学赵胜英博士等对高温高密度水基钻井液的流变性进行了研究，并得出了卡森模式是抗高温高密度水基钻井液在高温高压条件下流变性能的最优模式[4]。但是如何通过实验手段准确预测全油基钻井液的高温高压流变特性还未见报道。在现场作业中，全油基钻井液流变模式一般选择宾汉模式，但此模式能否准确预测全油基钻井液的高温高压流变特性，还需要通过实验进行验证，并进一步建立准确的全油基钻井液的流变参数模型。笔者选用两种密度的全油基钻井液，通过实验手段完成钻井液在不同温度、不同压力下的流变曲线。通过回归分析方法拟合出全油基钻井液流变规律，确定全油基钻井液适用的流变模式，为现场作业准确预测高温高压下钻井液的流变规律提供参考。

1 实验仪器及钻井液样品

1.1 主要仪器

Fann50SL型高温流变仪，美国范氏公司；钻井液高速搅拌机，中石大石仪；赛多利斯BSA224S型电子天平，上海速展计量仪器；钻井液比重秤，青岛同春石油仪器有限公司；ZNN-D6六速旋转黏度计，青岛恒泰达仪器。

1.2 油基钻井液配方

选择全油基钻井液配方：5#白油+4%有机土+0.4%提切剂+0.3%主乳化剂+2.5%润湿剂+0.5%氧化钙+5%降滤失剂+重晶石。按照如下方法配制钻井液：1)5#白油中加入有机土高搅10 min；2)加入提切剂高搅10 min；3)加入主乳化剂高搅5 min；4)加入润湿剂高搅5 min；6)加入氧化钙高搅5 min；7)加入降滤失剂高搅10 min；8)加入重晶石高搅40 min。本文研究两种密度全油基钻井液的高温高压流变模式，选定钻井液密度分别为1.2 g/cm3(175 g重晶石)和1.5 g/cm3(330 g重晶石)，其他处理剂加量与选定配方一致。

2 实验结果及分析

2.1 温度对全油基钻井液流变模式的影响

按配方配制钻井液密度分别为1.2 g/cm3(1#样品)和1.5 g/cm3(2#样品)的全油基钻井液，选定实验温度分别为60、120、150、180、200 ℃，测定两种钻井液在不同温度下剪切应力随剪切速率的变化关系[5]，绘制两种钻井液体系的流变曲线如图1、图2所示。用幂律流体模式、宾汉流体模式和卡森流体模式对两种钻井液流变曲线进行拟合并计算相关系数，如表1、表2所示。

表1 1#钻井液样品不同温度下的流变参数及相关系数

表2 2#钻井液样品不同温度下的流变模式及相关系数

2.2 压力对全油基钻井液流变模式的影响

设定实验压力分别为0.5、1.5、3.5、7 MPa，测定两种钻井液样品在不同剪切速率下剪切应力随压力的变化，得出两种钻井液流变曲线如图3、图4所示。用幂律流体模式、宾汉流体模式和卡森流体模式对两种钻井液流变曲线进行拟合并计算相关系数，结果如表3、表4所示。

由表3和表4可知，1#钻井液样品在0.5、1.5、3.5、7 MPa条件下均用宾汉模式可以最好地反映钻井液的实际流变参数；2#样品在0.5、1.5、3.5 MPa条件下宾汉模式可以最好地反映钻井液的实际流变性能，在7 MPa条件下则采用幂律模式可以更好地反映真实流变性能。

表3 1#钻井液样品不同压力下的流变模式及相关系数

表4 2#钻井液样品不同压力下的流变模式及相关系数

3 实验结论及讨论

通过测定全油基钻井液在不同温度、不同压力、不同密度下的流变曲线，总结出全油基钻井液流变规律。1)1#和2#钻井液对于温度影响具有相似但又不完全相同的流变规律。在低温(60 ℃)下均符合卡森流变模式，在高温条件(120、150、180、200 ℃)下均符合宾汉流变模式，除1#样品在150 ℃下符合卡森流变模式外；2)1#钻井液样品在不同压力下流变曲线均符合宾汉流变模式，2#钻井液样品在0.5、1.5、3.5 MPa条件下符合宾汉模式，在7 MPa条件下符合幂律流变模式；3)通过实验数据及回归分析得出温度和压力对钻井液流变性的影响规律是：低温钻井液流变模式为卡森模式，高温流变性趋向于宾汉模式，同时钻井液成分和温度对流变性会产生协同影响；压力和钻井液成分对流变性也会产生协同影响；4)全油基钻井液在现场应用过程中，应根据具体配方、地层温度、压力条件综合确定钻井液的流变模式，以达到准确预测井底钻井液的流变性能。