钻井液性能测试实验原理（钻井液实验报告）

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本文目录一览：

• 1、钻井液性能测试方面？ 详细的!
• 2、随钻测井的原理
• 3、松软煤层钻进用可降解钻井液的试验研究
• 4、钙离子对水基钻井液性能有何影响?如何设计相关实验?
• 5、钻井液的性能
• 6、高温对水基钻井液性能的影响

钻井液性能测试方面？ 详细的!

按API规定常检测的钻井液性能包括：密度、漏斗粘度、塑性粘度、动切力、静切力、API滤失量、HTHP滤失量、Ph值、碱度、含沙量、固相含量、膨润土含量、和滤液中各种离子浓度等。一、 钻井液密度
钻井液的密度是指单位体积钻井液的质量，常用g/cm3
二、 钻井液的流变性
钻井液的流变性是指钻井液流动和变形的特性。参数：塑性粘度、动切力、漏斗粘度、表观粘度和静切力等钻井液的重要的流变参数。
三、 钻井液的造壁性
在钻井过程中，当钻头钻过渗透性地层时，由于钻井液的液柱压力一般总是大于地层孔隙压力，在压差作用下，钻井液的液体便会渗入地层，这种特性常称为钻井液的滤失性。在液体发生层滤的同时，钻井液中的固相颗粒会附着并沉积在井壁上形成一层泥饼。
四、 钻井液的PH值
用钻井液的PH值表示钻井液滤液的酸碱性。
五、 钻井液的含沙量
钻井液的含沙量是指钻井液中不能通过200目筛网，及粒径大于74μm的沙粒占钻井液总体积的百分数。
六、 钻井液的固相含量
钻井液的固相含量通常用钻井液中全部固相的体积占钻井液总体积的百分数来表示。

随钻测井的原理

随钻测井的关键技术是信号传输，目前广泛使用的是钻井液压力脉冲传输，这是目前随钻测井仪器普遍采用的方法，它是将被测参数转变成钻井液压力脉冲，随钻井液循环传送到地面。其简要原理如图所示，被测参数经数字化编码后，变成高（“1”）、低（“0”）电信号，由它控制钻井液脉冲发生器的蘑菇头，当编码为“1”时，蘑菇头上移，使流经锥形口的钻井液阻力增加，产生附加压力。当编码为“0”时，蘑菇头向下回到原位，压力降至正常。这是正脉冲传输系统。类似的还有负脉冲传输系统，连续波传输系统。钻井液压力脉冲传输的优点是经济、方便，缺点是数据传输率（每秒传送的数据位数）低。近年来，为提高传输率又开始试用电磁波传输技术，它是将随钻测井仪器放在非磁性钻铤内，非磁性钻铤和上部钻杆之间，有绝缘短节，以便于载有被测信息的低频电磁波向井周地层传播。在地面，作为钻机与地面电极之间的电压差被探测出来。早期的电磁波传输由于信号衰减大、传输距离短且成本高而未能商用，近年来由于技术改进已开始进入市场，其优点是传输率高，不受钻井液性能影响。此外，还有井下存储方式，将全部数据存于井下存储器中，待起钻后回收数据。优点是成本低，数据保存可靠。缺点是地面不能实时得到数据，无法指导钻进。对于数据量很大的随钻测井，如随钻成像测井，通常采用实时传输和井下存储相结合的办法，对关键井段采用实时传输，而其他井段采用井下存储。

松软煤层钻进用可降解钻井液的试验研究

蔡记华1 谷穗2 乌效鸣1 刘浩1 陈宇1

(1.中国地质大学(武汉)工程学院 湖北武汉 430074 2.中国地质大学武汉江城学院 湖北武汉 430200)

摘要:松软煤层中的钻进护孔技术是目前煤矿瓦斯抽采利用中亟待解决的技术难题之一。论文首先在理论上分析了可降解钻井液的护孔作用机理和生物降解作用机理，并通过流变性测试、滤饼清除实验和煤岩气体渗透率测试等方法对其性能进行了综合研究。结果表明:可降解钻井液的降解性能人为可控，能适合煤矿井下作业环境;生物酶降解加盐酸酸化的双重解堵措施可有效地清除可降解钻井液对煤层气储层的伤害，并能恢复甚至提高煤岩气体渗透率(增幅在15.47%～38.92%之间)。研究成果可以解决松软煤层瓦斯抽采孔钻进工作中护孔与储层保护的矛盾问题，也可为煤层气垂直井、水平井和分支井的钻井工艺优化与产能提高提供重要的理论和技术基础。

关键词:松软煤层 瓦斯抽采 可降解钻井液 护孔 储层保护

基金项目: 国家自然科学基金项目 ( 40802031、41072111) 。

作者简介: 蔡记华，1978 年生，男，湖北浠水人，博士、副教授，从事钻井液与储层保护方面的教学和研究工作，电话: 027 67883142，E mail: catchercai@126. com。

Experimental Research on Degradable Drilling Fluid for Drilling in Unconsolidated and Soft Coal Seam

CAI Jihua1，GU Sui2，WU Xiaoming1，LIU Hao1，CHEN Yu1

( 1. Engineering Faculty，China University of Geosciences，Wuhan 430074，China; 2. Jiangcheng College，China University of Geosciences，Wuhan 430200，China)

Abstract: Technologies needed to stabilize the wellbore are among the most urgent problems that require be- ing resolved in the drainage and exploitation of coalmine methane ( CMM) from unconsolidated and soft coal seams. In the first，the paper theoretically analyzed the borehole maintaining and biodegradation mechanisms of degradable drilling fluid. Then systematical study on its performance were carried out by utilizing rheology tests， mud cake remove tests and coal rock gas permeability tests. Results show that the degradation properties of degrad- able drilling fluid were controllable and it was fit for the coalmine operation environment. Furthermore，complex unplugging technologies employing enzymatic degradation plus acidification by HCl was effective in removing the damage caused by mud cakes of degradable drilling fluid and resuming the gas permeability of coal rock or even en- hance it by a ratio between 15. 47% and 38. 92% . Technological achievements of this paper can help to resolve the contradiction between borehole maintaining and reservoir protection，and also offer powerful theoretical and techni- cal foundation for drilling technology optimization and production capacity enhancement in vertical，horizontal and multi lateral drilling for coalbed methane exploration.

Keywords: unconsolidated and soft coal sea; coalmine methane drainage and exploitation; degradable drill- ing fluid; borehole maintain; reservoir protection.

1 可降解钻井液的提出

根据抽采对象的不同，可将煤矿瓦斯抽采分为本煤层瓦斯抽采、邻近层瓦斯抽采和采空区瓦斯抽采［1］。由于我国地质构造条件复杂，成煤时代多，煤矿区分布广，煤储层特征差异大。简单起见，可划分为正常煤体结构的硬煤层和构造发育的松软煤层两种典型类型。对于松软煤层，由于煤与瓦斯突出、煤层松软、机械强度低等原因，采用清水或空气等常规排粉钻进方式时易出现塌孔、卡钻或喷孔等问题，打钻成孔困难，瓦斯抽采效率低。松软煤层的煤层气开发是我国煤层气产业化面临的最严峻的挑战之一［2～4］，在此类煤层中钻进护孔技术是目前亟待解决的技术难题之一［5～6］。

为达到较好的护孔效果，通常在钻井液中添加纤维素、胍尔胶和生物聚合物等聚合物。纤维素和胍尔胶等起到增粘、降低摩阻和润滑作用以保持井壁稳定，而生物聚合物可以增强钻井液在水平井段内的岩屑悬浮能力。尽管这类钻井液对储层的伤害比传统泥浆要小，但还是会在井壁上形成了低渗透的滤饼。滤饼的不充分降解会极大地影响井壁的流动能力，结果是显著降低生产井的产量。因此，特别是在松散地层和高渗透性地层中，必须清除渗滤到地层中的钻井液以及沉积在井壁上的滤饼，以实现产量最大化。

近年来，针对松散地(储)层钻进中护孔和储层保护的矛盾，我们提出了一种环境友好的可降解钻井液的研究思路［7～11］:在钻进时能保持孔壁稳定，而在钻进工作结束后，钻井液能在生物酶和无机酸作用下实现降解、粘度下降，先前形成的滤饼破除、产层流体的流动性增强、恢复地下流体资源解吸扩散通道，达到提高地下流体资源产量效果的目的。

本文在上述研究基础上，在理论上分析了松散煤层钻进用可降解钻井液的护孔作用机理和生物降解作用机理，并通过流变性测试、滤饼清除实验和煤岩气体渗透率测试等方法对可降解钻井液的性能进行了综合研究。

2 可降解钻井液的作用机理

2.1 可降解钻井液的护孔作用机理

可降解钻井液主剂由粘土稳定剂(如KCl)、水溶型或酸溶型架桥粒子/加重剂(一般为细粒CaCO3或无机盐)、降滤失剂(主要是天然植物胶如淀粉或纤维素或胍尔胶)、流型调节剂(如生物聚合物XC)等组成，这些处理剂共同起到增粘和降低摩阻作用;当钻进结束后，加入能降解各种聚合物的生物酶破胶剂［12～15］和能溶解细粒CaCO3无机酸(通常是15%的HCl［12，14］)或有机酸［13，16］来清除聚合物滤饼(主要由聚合物和CaCO3组成)对储层渗透性的伤害。下面分别阐述各种处理剂的作用机理。

(1)粘土稳定剂可以用来抑制煤岩中粘土矿物遇水后膨胀;

(2)水溶型或酸溶型架桥粒子可以在煤岩表面的孔隙或裂隙孔喉处形成架桥，起到防止钻孔漏失的目的，同时CaCO3或无机盐也可以适当增加钻井液的密度，起到平衡地层压力的作用;

(3)天然植物胶大分子物质相互桥接，滤余后附在孔壁上形成隔膜。这些隔膜薄而坚韧，渗透性极低，可以阻碍自由水继续向煤层渗漏(图1)。同时，这类聚合物钻井液具有良好的包被抑制性，能有效地抑制钻屑分散。另外，这类具有强亲水基团的长链环式高分子化合物易溶于水，形成的水溶液具有较高粘度，可以增强钻孔孔壁表面松散煤粒之间的胶结力，起到加固松软煤层孔壁的效果;

图1 Na-CMC在粘土颗粒上的吸附方式

(4)生物聚合物XC是一种优良的流型调节剂，用它处理的钻井液在高剪切速率下的极限粘度很低，有利于提高机械钻速;而在环形空间的低剪切速率下又具有较高的粘度，并有利于形成平板形层流，可增强钻井液在近水平煤层钻孔中的携岩效果。

2.2 可降解钻井液的生物降解作用机理

所谓降解，是指在物理因素、化学因素或生物因素等的作用下聚合物分子量降低的过程。从实用的角度出发，聚合物降解可分为热降解、机械降解、光化学降解、辐射化学降解、生物降解及化学降解等不同的引发方式［17］。下面以胍尔胶为例，阐述生物酶降解聚合物的作用机理。

胍尔胶属于半乳甘露聚糖类，所用胍尔胶分子主链由β1，4糖甙键将D甘露糖单元连接而成，D半乳糖取代基通过α1，6糖甙键接在甘露糖主链上，沿甘露糖主链随机分布，半乳糖与甘露糖单元之比约为1∶1.6。半乳甘露聚糖特异复合酶可有效地水解半乳甘露聚糖，它由两种O键水解酶组合而成，两种酶的降解机理如图2所示。

第一种O键水解酶是α半乳糖甙酶(蜜二糖酶)，专门作用于半乳糖取代基，可用来水解末端的非还原性αD半乳糖甙键。第二种O键水解酶过去常用来分解胍尔胶分子，在此专门作用于甘露糖主链，这种水解酶被称作β1，4甘露聚糖环内水解酶，可随机水解β1，4D甘露糖甙键［18］。

后续室内实验采用的酶制剂是几种生物酶的复配物。特种酶1号(SE1)以纤维素甙键特异酶和半乳甘露聚糖特异复合酶为主，特种酶2号(SE2)和特种酶4号(SE4)以半乳甘露聚糖特异复合酶为主。

图2 胍尔胶糖甙键特异酶的降解机理

3 可降解钻井液的室内试验

3.1 降粘效果评价

在理论分析基础上，进行了生物酶降解聚合物的室内实验，以钻井液流变参数为主要评价指标，用几种特种酶来降解单一聚合物或复配聚合物。将生物酶分别加入单一聚合物和复合聚合物中，研究生物酶对这些可降解钻井液的降粘效果，将表观粘度(AV)、塑性粘度(PV)和动切力(YP)随时间的变化关系绘制成曲线如图3～图5所示。

图3 胍尔胶钻井液的降粘曲线

3.1.1 单一聚合物钻井液

从图3可以看出，在特种酶SE1的作用下，在48.5h之内，质量浓度为0.5%的胍尔胶钻井液的表观粘度从23.5mPa·s降低到5mPa·s。塑性粘度和动切力也呈现出类似的变化规律。

图4 羧甲基纤维素钻井液的降粘曲线

图5 复配聚合物钻井液的降粘曲线

由图4可以看出，在特种酶SE1的作用下，在48.5h之内，质量浓度为0.75%的羧甲基纤维素钻井液的表观粘度从20.5mPa·s降低到6mPa·s。

由于特种生物酶SE1同时含有纤维素甙键特异酶和半乳甘露聚糖特异复合酶，它对胍尔胶和羧甲基纤维素均有较好的降解效果。

3.1.2 复配聚合物

从图5可以看出，在特种酶SE2的作用下，在46h之内，由质量浓度为0.3%羧甲基纤维素和0.2%胍尔胶组成的复合聚合物钻井液的表观粘度从25.5mPa·s降低到5mPa·s。随着时间的变化，塑性粘度和动切力也按类似的规律下降。

由图3～图5可以看出，在生物酶作用下，聚合物能实现有效的降解，聚合物大分子逐渐断链变成小分子，钻井液粘度降低，在煤储层中的流动性增强，从而恢复煤层气解吸释放的通道。

3.2 滤饼清除实验

实验目的是通过观察可降解钻井液滤饼在生物酶破胶剂(和无机酸)的作用下滤饼表面的变化情况、考察滤饼的解堵效果(结果分别如图6～图7所示)。可降解钻井液的配方如下:

配方1:400ml水+2.6gCMC+4gDFD+4.8gCaCO3+NH4HCl(调节pH)，先后采用0.00625%的SE4溶液和5%HCl浸泡滤饼。

配方2:400ml水+1.6gCMC+8g膨润土，采用0.04%JBR溶液浸泡滤饼。

配方1的滤饼清除实验结果如图6所示，可以看出:单独使用生物酶SE4只能清除该套体系中的CMC(图6b)，而对CaCO3等影响不大。当用5%HCl浸泡2h后，滤饼变得非常薄，说明CaCO3已与HCl充分反应［11］。

图6 滤饼的外观变化图

按照配方2所配制钻井液的滤饼清除实验结果如图7所示。由于这种配方中只有CMC这种聚合物，在用JBR溶液浸泡5h后，可降解钻井液的滤饼已基本降解完全。

图7 JBR作用下可降解钻井液(配方4)滤饼清除情况

3.3 煤岩气体渗透率测试

煤矿井下瓦斯抽放的最终目的就是恢复煤层的渗透率，获得较高的瓦斯抽放量。因此，渗透性的恢复对于可降解钻井液而言是一个更加直接的衡量指标。采用JHGP智能气体渗透率和JHLS智能岩心流动实验仪对可降解钻井液进行渗透性恢复实验，实验步骤详见参考文献［11］。

煤岩气体渗透率测试结果(表1)表明:晋3煤样经过“污染—生物酶降解—酸化”三个阶段，其渗透率表现出“下降—上升—上升”的趋势，而且经过生物酶降解和酸化(也包括之前的加热处理)之后，煤岩的气体渗透率甚至超过了污染前的气体渗透率(如图8所示，推测盐酸亦与煤岩中的方解石和白云石发生反应，增大了煤岩孔隙裂隙)，这也证实了“生物酶降解—酸化处理”的综合解堵工艺是有效的，有利于提高煤层气藏的采收率。

表1 煤岩气体渗透率

注:①下游压力(出口压力)为0.1MPa(即1个大气压);②△K=(K4－K1)*100/K1。

图8 不同处理阶段煤岩平均气体渗透率变化情况

4 结论

论文在理论上分析了可降解钻井液的护孔作用机理和生物降解作用机理，并通过流变性评价、滤饼清除实验和煤岩气体渗透率测试等实验手段对可降解钻井液进行了综合研究，主要得出以下结论:

(1)可降解钻井液的降解性能人为可控，能适合煤矿井下作业环境;

(2)生物酶降解加盐酸酸化的双重解堵措施可有效地清除可降解钻井液对煤层气储层的伤害，并能恢复甚至提高煤岩气体渗透率(增幅在15.47%～38.92%之间);

(3)研究成果可以解决松软煤层瓦斯抽采孔钻进工作中护孔与储层保护的矛盾问题，也可为煤层气垂直井、水平井和分支井的钻井工艺优化与产能提高提供重要的理论和技术基础。

参考文献

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钙离子对水基钻井液性能有何影响?如何设计相关实验?

钙离子对水基钻井液性能影响是：使钻井液体系中分散的郭土粒子处于絮凝状态，控制页岩珊塌和井简扩大，防止地层损害。实验做法是：
1、所需仪器、用品：仪器znn-d6粘度计一台，电子天平一台。药品cmc，降粘剂。
2、步骤：取原浆500毫升，高速搅拌5分钟，测试性能。
3、分成5组，按照0.05、0.15、0.2、0.25、0.3，加入生石灰，高速搅拌10分钟后，测全套性能。
4、根据加入生石灰的钻井液性能，加入0.1、0.1、0.2、0.2、0.3的稀释剂，使其性能恢复。
5、将所得数据整理记录。

钻井液的性能

一 、钻井液密度：

指每单位体积钻井液钻井液性能测试实验原理的质量；

钻井液密度是确保安全钻井液性能测试实验原理，快速钻井和保护油气层的一个十分重要的参数。通过钻井液密度的变化钻井液性能测试实验原理，可以调节钻井液在井筒内的静液柱压力，以平衡地层孔隙压力。有时亦用于平衡地层构造应力，以避免井塌的发生。

密度过高：将引起钻井液过度增稠，易漏失，钻速下降，对油气层损害加剧和钻井液成本增加等一系列问题。

密度过低：容易发生井涌甚至井喷，还会造成井塌、井径缩小和携屑能力下降。

一般情况下，所需钻井液密度越高，则加重前钻井液的固相含量及粘度、切力应控制的越低，加入可溶性无机盐也是提高密度较常用的方法。

二、钻井液的流变性：

钻井液流动和变形的特性；

最常用的流变模式为宾汉和幂律模式。其中宾汉模式的参数为塑性粘度和动切力；幂律模式的参数为流应指数和稠度系数。

由于，钻井液的流变性与携岩、井壁稳定、提高机械转速和环空水力参数计算等一系列钻井工作密切相关，因此，它是钻井液最重要的性能之一。

三、钻井液的滤失造壁性：

在钻井过程中，当钻头钻过渗透性地层时，由于钻井液的液柱压力一般总是大于地层孔隙压力，在压差作用下，钻井液的液体便会渗入地层，这种特性称为钻井液的滤失性。

四、钻井液的PH值：

分散钻井液在10以上；

石灰的钙处理钻井液在11～12

石膏的钙处理钻井液在9.5～10.5

聚合物钻井液在7.5～8.5

五、钻井液的含砂量：

一般要求控制在0.5%以下，含砂量过高对钻井有以下危害：

1.钻井液密度增大，对提高钻速不利；

2.泥饼松软，导致滤失量增加，不利于井壁稳定，并影响固井质量；

3.增加钻头和钻具的磨损，缩短使用寿命；

4.容易造成压差卡钻；

六、钻井液的固相含量

高温对水基钻井液性能的影响

2.3.1 高温恶化钻井液性能

随着温度增加钻井液性能测试实验原理，钻井液的各种性能随之发生变化。一般而言钻井液性能测试实验原理，升温使钻井液造壁性能变坏钻井液性能测试实验原理，即泥饼变厚钻井液性能测试实验原理，渗透性变大，滤失量增高。而这种变化趋势与API滤失量的大小无直接的必然联系，即API滤失量小的钻井液在高温高压条件下的滤失量不一定就小。这说明，高温下具有不同的作用机理。

高温对钻井液的流变性的影响比较复杂，其影响情况可从黏度与温度的关系曲线详加研究。常见的此种黏度-温度曲线有以下几种典型形式（图2.2）。

其中曲线①表示了抗温能力较强的黏土含量较低的分散钻井液。这类钻井液流变性的构成中，非结构黏度所占的比重大于结构黏度，如由高分子处理剂提高钻井液塑性黏度的体系。而聚结性强，黏土含量高的钻井液，一般有可能表现为曲线③，此种钻井液的结构很强（包括“卡片房子结构”和聚合物——黏土粒子的空间网架结构），大大超过塑性黏度对于黏度的贡献。

图2.2 水基钻井液常见的几种黏温曲线

而各类水基钻井液在较宽的温度范围内（常温一高温）普遍表现出曲线②的变化规律，只是不同钻井液体系表现不同的塑性黏度（η有效）和温度（tB）极小数值而已。

若tB大于钻井液的使用温度则成为曲线①类型，若tB低于室温，则体系的黏-温曲线表现为曲线③。可以说曲线③是各类水基钻井液的普遍规律，而曲线①、②是其两种特例。研究表明，这种因温度而变化的性质有可能是可逆的。因此，它能较好地反映钻井液使用中从井口→井底→井口的循环过程中钻井液性能的实际变化情况。它是钻井液体系能否满足深井井段工程和地质要求的关键问题。显然这种高温变化的特性可造成井底高温与井口低温下钻井液性能的极大的差异，故绝不能用常规仪器测出的钻井液井口性能来衡量井下钻井液在高温下的实际性能。它只能用模拟井下实际高温高压条件的仪器来测定，并以此作为设计和维护深井钻井液性能参数及判断井下情况决定工程措施的依据。

2.3.2 高温降低钻井液的热稳定性

高温使钻井液中各组分本身及各组分之间在低温下本来不易发生的变化、不剧烈反应、不显著的影响都变得激化了，同时也使长段裸眼钻进不可避免的地层污染（盐、钙、钻屑、酸性气体等）加剧。所有这些作用的结果必然严重地改变、损害以致完全破坏钻井液原有性能，而这种影响是不可逆的永久性变化。它表明了钻井液体系受高温作用后的稳定能力（或钻井液抵抗高温破坏的能力），特称为钻井液体系的热稳定性。一般用钻井液经高温作用前后性能（同一条件测定）的变化来实际反映钻井液在使用过程中的井口性能的变化（有时甚至就是进、出口性能的变化）。

2.3.2.1 高温对钻井液流变性热稳定性的影响

（1）高温增稠

钻井液经高温作用后视黏度、塑性黏度、动切力及静切力上升的现象，属不可逆的变化。若钻井液经高温作用后丧失流动性则称为钻井液高温胶凝。显然可以把它看作是一种严重的高温增稠现象。高温增稠是深井钻井液最常见的现象。在使用中表现为钻井液黏、切力不断上升，特别在起下钻作业过程中钻井液经过长时间高温老化后升幅更大。因此，造成钻井液性能不稳定，处理频繁。常常给深井钻井液（特别是重钻井液）的使用带来麻烦，而且对于高温增稠严重的钻井液，使用稀释剂一般不能有效，甚至反而更加严重，这是一个突出的特点。

凡钻井液中黏土含量高、分散性强的钻井液则常表现出这种现象。

（2）高温减稠

钻井液经高温作用后，动、静切力下降的现象称为高温减稠。主要表现为动静切力下降。在劣土、低土量、高矿化度盐水钻井液中经常观察到这类现象，它不是由于钻井液组分变化而纯系高温引起的变化。在实际使用中它表现为钻井液井口黏、切逐渐缓慢下降。而这种下降用常规的增稠剂也难以提高。由于严重的高温减稠可导致加重钻井液重晶石沉淀，因此，在使用中也应充分注意。一般可采用表面活性剂或适当增加钻井液中黏土含量的办法加以解决。

（3）高温固化

钻井液经高温作用后成型且具有一定强度的现象称为高温固化。凡发生高温固化的钻井液不仅完全丧失流动性而且失水猛增。此种情况多数发生在黏土含量多、Ca2+浓度大，pH高的钻井液中。

实践证明，该钻井液经高温作用后，常表现出四种不同的现象，即高温增稠、胶凝、固化及减稠。这些现象不仅发生在不同的钻井液体系中，而且同一钻井液体系不同条件下，都有可能出现。这充分说明了高温对钻井液影响的复杂性。

2.3.2.2 高温对钻井液造壁性热稳定性的影响

钻井液经高温作用后，失水增加，泥饼增厚是常见的现象。其增加程度视钻井液体系不同而异。但有的钻井液体系，如SMC-SMP盐水钻井液体系却表现出相反的结果即高温作用后钻井液滤失量降低，泥饼质量变好。前者表现为井口温度下的滤失或HIHP滤失增加，井愈深，温度愈高，增加愈多。后者则钻井液愈用性能愈好，且表现出井愈深、温度愈高，使用时间愈长，效果愈好的趋势，即呈现出高温改善钻井液性能的趋向，见表2.3。

表2.3 高温对钻井液造壁性的影响

2.3.3 高温降低钻井液的pH值

实践证明，钻井液经高温作用后pH值下降，其下降程度视钻井液体系不同而异。钻井液矿化度愈高，其下降程度愈大，经高温作用后的饱和盐水钻井液pH值一般下降到 7～8。这种pH下降必然会使钻井液性能恶化，影响钻井液的热稳定性，使用中钻井液体系这种经高温后pH值下降的趋势，一般不能用加烧碱的办法来解决，加碱愈多，pH值下降愈厉害，钻井液性能愈不稳定。一般采用表面活性剂则可抑制体系pH值的下降或采用较低pH的钻井液体系。

2.3.4 高温高压对泥浆密度与分散性的影响

随着井深的增加，地层的温度和压力也会不断地增加，钻井液的性能会显著变化。其中，密度是发生变化的重要参数之一。而井眼内钻井液密度是进行各种钻井施工和设计的必要的基础数据，高温高压环境下的超深井钻井液密度不再是一个常数，而是随温度和压力的变化而变化。钻井液的高温高压密度特性直接关系到井眼内静液柱压力分布和循环压耗大小的准确计算。为了更加准确的预测钻井液在高温高压下的真实密度，高温高压水基钻井液的p-ρ-T特性研究具有重要的现实意义。

随着国内油气田勘探开发的不断深入，深井、超深井钻井数量持续增加，深井、超深井地层复杂，井下温度和压力高，钻井液密度易发生变化可能导致一些井下复杂情况发生。从这个角度上讲，对于深井、超深井而言，研究高温高压情况下的钻井液密度特性具有十分重要的意义。

2.3.4.1 高温高压条件下钻井液中固相的体积变化

根据美国石油协会（API）的规定，按照固相颗粒粒径的大小可将钻井液中的固相分为黏土（API胶质）、泥和砂（API砂）三大类。其来源主要是黏土粉中的无用成分、岩屑、加重材料（如重金石）等。高温高压下钻井液的密度发生变化可能受到这些固相体积受热膨胀、高压缩小的影响。

（1）高温高压下钻井液中黏土颗粒的体积变化

有研究表明，钻井液中的黏土成分在高温高压条件下，其特性会发生较大变化。根据前面（2.1.1部分）的说明，黏土水化分散性增强，ζ电势升高，颗粒周围形成较常温下更厚的水化膜，即发生高温分散现象。当钻井液中的黏土含量超过一定上限值时，钻井液在高温下发生高温凝胶现象钻井液性能测试实验原理：黏土迅速增大甚至凝聚成团。此时，与黏土颗粒的高温分散作用相比其自身的体积变化可以不予考虑。

目前尚无找到直接与钻井液中黏土颗粒体积变化对钻井液密度影响相关的研究，推测黏土颗粒本身的体积变化应当与无用固相相似。

（2）高温高压下钻井液中有害固相的体积变化

钻井液中的岩屑、黏土粉中的高岭石、伊利石等不能造浆的成分在钻井液中占有一定的比例。在普通不含加重剂的钻井液中比重更大。岩屑被钻头研磨或切削掉后，受力状态发生变化，体积相应变化；之后被钻井液携带不断上浮至井口排除。这期间岩屑体积不断变化，影响处于井筒环空部分的钻井液的密度（图2.3）。

图2.3 井下岩屑应力状态分析

已有的理论推导和计算表明，在10000m深孔条件下，取高温300℃、高压260MPa，计算出钻井液中的有害固相变形在0.25%～0.45%之间（图2.4）。

图2.4 温度及压力引起的岩屑体积变形

根据上图可知，线A的宽度由下到上在27～49之间，线B的宽度在30～46之间。

估取总体岩屑变形为40，即0.4%。假设上返钻井液中固相体积含量为5%，则由于固相成分体积发生变化引起的钻井液体积变化量为：

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钻井液密度变化量为：

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如果钻进10000米超深井所用钻井液密度为1.76g/cm3，由于固相体积变化引起的钻井液变化量为0.0007g/cm3，这种影响是很小的。

2.3.4.2 高温高压下钻井液中液相的体积变化

高温高压对钻井液密度的影响主要是受到钻井液中液相成分高温高压条件下体积变化的影响，而且从已有的前辈的研究结果说明，液相对钻井液密度的影响要远大于固相的影响。这是可能是因为两个方面的原因：其一是液相组分在钻井液中占据了相当主要的部分，液相的微小变化累加起来结果可能会被放大；其二液相分子间作用力小，受温度影响后比固相分子更易发生变化。

根据同济大学祁德庆等编写的《工程流体力学》一书的描述：实验指出，在一个大气压下，温度较低时（10～20℃），每增1℃，水的体积改变1.5×10-4。温度较高时改变量约为T×10-4。

由此可大致推导出，当钻井液温度升高至300℃时，流体的体积变化量约为：

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是其原体积的0.0017倍。

钻井液密度变化比率为：

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假设超深井钻井液密度为1.76g/cm3，则单由于水基钻井液中水介质高温体积变化所引起的钻井液密度变化量为：0.003g/cm3。由此可看出液相体积变化对钻井液密度的影响要比钻井液中固相含量的影响大一个数量级。

2.3.4.3 高温高压对钻井液密度的影响

密度特性主要决定于体积的变化，而体积受温度和压力的影响。温度的影响表现为膨胀性，压力的影响表现为压缩性。高温高压密度测试主要测量钻井液在不同温度、压力组合状态下的体积相对常温（室温）、常压下体积的变化量，试液体积变化量由吸入或排出多少来计量，然后用称重法得到。已知常温常压下的试液密度和体积时，根据质量守恒原理计算出每种温度和压力组合状态下的试液密度，即

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式中：ρ（p，T）为压力p和温度T下的试液密度，g/cm3；ρ0为钻井液初始密度，g/cm3；V0为试液初始体积，m3；ΔV为体积变化量，m3。

（1）温度对钻井液密度的影响

根据王敏生（2007）等使用高温高压钻井液密度特性试验装置对胜科1井现场配制的超深井钻井液、王贵（2007）等实验室内钻井液的研究，压力为10MPa、30MPa、50MPa时温度对密度的影响如图2.5、图2.6所示。

图2.5 温度对钻井液密度的影响1

图2.6 温度对钻井液密度的影响2

图2.5中的曲线关系为：

10MPa时：R2=0.9998；ρ=-1×T2+0.0007T+1.7408

20MPa时：R2=0.9999；ρ=-1×T2+0.0008T+1.7363

30MPa时：R2=1；ρ=-1×T2+0.001T+1.7266

由图2.5可知，压力一定时，随着温度的增加，钻井液密度下降，且下降幅度较大，在压力50MPa、温度60℃时密度为1.758g/cm3，而温度达到150℃时，密度降为1.703g/cm3，下降幅度约为3%。同时，在相同压力下，随着温度的增加，其下降趋势更加明显，表明高温下钻井液更加具有可压缩性，曲线非线性程度更严重。从图2.6可以看出，在一定的压力条件下，水基钻井液的密度与温度呈二次曲线的关系。并且密度的下降幅度在几个百分点内。

（2）压力对钻井液密度的影响

压力对钻井液密度的影响见图2.7和图2.8。

图2.7 压力对钻井液密度的影响1

图2.8 压力对钻井液密度的影响2

图2.7中压力与密度可用直线关系描述为：

100℃时：ρ=0.0004p+1.7102，R2=0.9997；

120℃时：ρ=0.0006p+1.6771，R2=0.9999；

140℃时：ρ=0.0007p+1.6408，R2=0.9996；

170℃时：ρ=0.0009p+1.5664，R2=0.9986。

由图2.7可以看出，温度一定（温度分别为60℃、90℃、120℃、150℃）时，钻井液密度随压力增加而增加，当压力增加到某一值时，钻井液密度不再明显增加。对比曲线2、图2.7可知，钻井液受温度影响较大，受压力的影响较小。从图2.8可以看出在一定的温度条件下，水基钻井液的密度与压力呈线性关系，并且随着温度的升高，直线的斜率的逐渐变大。

（3）理论模型的推导

目前已有的分析钻井液密度在高温高压下的变化规律的理论模式很多，大致可将钻井液密度随温度和压力变化的模型可分为复合模型、经验模型两种。

对于复合模型来说，钻井液由水、油、固相和加重物质等组成，每种组分的性能随温度和压力而改变的情况有所不同。在确定了这些单一组分的高温高压变化规律后，便可以得到预测钻井液密度变化的复合模型。这类模型大同小异，以Hoberock、Scolle等的模型为代表，在模型中考虑了钻井液中不同液相成分的压缩性和热膨胀特性，同时忽略了固相的压缩和膨胀性。使用复合模型需要对钻井液的不同成分（水、油、固相等）分别进行试验，掌握其规律，因此其应用受到了一定限制。

经验模型有不同的表达形式，使用精度尚可。该模型只需对所用钻井液进行有限的几组试验，以确定模式中的常数，然后便可根据该模型计算钻井液静液柱压力和当量静态密度大小。由于实验设备的限制，试验压力与温度与实际温度、压力尚有一定距离，且液相成分复杂，因此只能采用经验模式。对图中实验数据进行拟合，得方程

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式中，x1为表示温度，℃；x2为表示压力，MPa。

由方程（2.6）可知，若井底压力为100MPa、温度为220℃时，密度变为1.62g/cm3，与常温1.75g/cm3 相比时降幅为7.5个百分点。根据上述模型，取低温梯度2.5℃/100m，地表温度为25℃，当井深超过10000米后，温度和压力对钻井液密度的影响应在几个百分点之内。

根据王贵等研究，对实验数据分别进行五种模式回归：

线性形式：ρ=ρ0（a+bp+cT）；

多项式形式：ρ=ρ0（aT2+bT+cp+dpT+e）；

对数函数形式：ρ=ρ0ln（aT2+bT+cp+dpT+e）；

指数函数形式：ρ=ρ0exp（aT2+bT+cp+dpT+e）；

经验模型：ρ=ρ0exp（aT2+bT+cp+d）；

计算出各回归模型的回归系数、相关系数、回归平方和，剩余平方和以及F值。通过对回归模型进行F检验，优选出最优模型。最终得出本文所举例子中钻井液密度与温度压力间的关系式为

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表2.4 模型误差对比

由表2.4可以看出，采用王贵等的指数模型计算得出的水基钻井液密度模型具有更高的精确度。

2.3.5 高温增加了处理剂耗量

经验表明，高温钻井液比浅井常规钻井液消耗多得多的处理剂，表2.5是美国统计数据。

表2.5 不同温度对处理剂的耗量变化

虽然此资料记载的数据不一定适用于各类钻井液，但是随着井深增加温度升高，钻井液处理剂耗量明显增加的总趋势是相同的。其原因有二：其一是为维持高温高压下所需的钻井液性能要比低温消耗更多的处理剂；其二是为弥补高温的破坏作用所带来的损失而作的必要的补充。因此，温度愈高，使用时间愈长，处理剂耗量必然愈大，且增加了深井钻井液的技术难度。

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