深井抗高溫高密度水基鉆井液流變性研究

1、深井抗高溫高密度水基鉆井液流變性研究論文導(dǎo)讀:：抗高溫高密度水基鉆井液技術(shù)已成為制約深部地層油氣勘探開發(fā)的技術(shù)瓶頸。高密度水基鉆井液屬于較稠的膠體-懸浮體分散體系，固相含量大，固相顆粒分散程度高，自由水量少，在深井高溫高壓條件下往往會發(fā)生增稠或膠凝、甚至固化，導(dǎo)致鉆井液流變性失控，嚴(yán)重制約深井平安、優(yōu)質(zhì)、高效鉆井的進(jìn)行。為了對高密度水基鉆井液的高溫高壓流變性進(jìn)行有效調(diào)控，就必須搞清水基鉆井液流變性的影響因素。本文針對室內(nèi)配制的水基鉆井液體系，重點考查了配漿土的種類、配比和加量、加重劑的類型及加量、高溫護(hù)膠劑GHJ-1加量、鉆井液密度以及滾動老化溫度和老化時間等因素對鉆井液粘度、切力等流變參數(shù)的

2、影響。實驗結(jié)果說明，低密度固相是影響水基鉆井液高溫流變性的主要因素，適當(dāng)控制鉆井液中低密度固相粘土的含量和采用抗高溫的抗鹽土海泡石，可以有效控制高密度水基鉆井液的高溫流變性。在中低密度1.5g/cm3鹽水鉆井液中保持粘土總量為3%、鈉土與海泡石比例為1:2，在高密度1.8g/cm3鹽水鉆井液中保持粘土總量不超過2%、鈉土與海泡石比例為1:1時，有利于流變性的控制。在高溫護(hù)膠劑GHJ-1作用下，老化溫度和老化時間對鉆井液流變性影響不大。論文關(guān)鍵詞：高密度水基鉆井液，流變性影響因素，粘土，高溫高壓，線性擬合，流變模式，數(shù)學(xué)模型深井鉆井過程中，由于井下溫度和壓力較高，要求鉆井液抗高溫性能好，而且具有

3、較高密度以保證井下平安。因此，抗高溫鉆井液技術(shù)成為高溫深井鉆井的技術(shù)瓶頸，其技術(shù)核心是鉆井液高溫流變性的有效調(diào)控。以往高溫深井鉆井多采用油基鉆井液體系，但由于油基鉆井液存在環(huán)保和本錢等自身難以克服的問題，因此，目前多項選擇用高密度水基鉆井液。高密度水基鉆井液屬于較稠的膠體-懸浮體分散體系，具有固相含量大，固相顆粒分散度高，鉆井液中自由水含量少，侵入鉆井液中的鉆屑不易去除等特點。在井筒高溫高壓條件下，鉆井液的流變性難以控制。因此，開展高密度水基鉆井液高溫高壓流變性研究，對深井鉆井液配方研制與現(xiàn)場應(yīng)用及深部油氣鉆探具有重要的指導(dǎo)意義。1 水基鉆井液流變性影響因素水基鉆井液流變性影響因素有多個方面，

4、本文從鉆井液體系最根本的組分出發(fā)，對水基鉆井液流變性的影響因素進(jìn)行系統(tǒng)實驗研究，重點考查配漿土的種類、配比和加量、加重劑的類型及加量、高溫護(hù)膠劑GHJ-1加量、鉆井液密度以及滾動老化溫度和老化時間等因素對鉆井液粘度、切力等流變參數(shù)的影響。1.1 粘土種類、配比及加量對水基鉆井液粘度、切力的影響鉆井液粘土高溫容量限是指鉆井液在高溫下保持良好的流變性能所能允許的最高和最低粘土含量上、下限。它是鉆井液體系的一個固有性質(zhì)。當(dāng)鉆井液密度在2.0g/cm3以上時，要求粘土含量小于17.lkg/m3。鉆井液中實際粘土含量超過其容量上限時，高溫作用下會發(fā)生增粘、膠凝現(xiàn)象，高溫作用后那么呈現(xiàn)增稠、膠凝、甚至固化

5、等現(xiàn)象；鉆井液中實際粘土含量低于其容量下限時那么會發(fā)生高溫作用下降粘流變性影響因素，高溫作用后減稠的現(xiàn)象。鉆井液粘土高溫容量上、下限兩個參數(shù)中，上限對鉆井液流變性最為重要。上限愈高，上、下限差值愈大，鉆井液流變性越好控制，反之那么越困難 。基漿組成均用重晶石加重到1.5g/cm3如下：1#：1%鈉土+3%海泡石+15%NaCl；2#：1%鈉土+2%海泡石+15%NaCl；3#：2%鈉土+2%海泡石+15%NaCl；4#：4%鈉土+15%NaCl。實驗主要考查了鈉土與海泡石配比對表觀粘度、塑性粘度和動切力的影響，結(jié)果見圖1、圖2。圖1 鈉土與海泡石配比對表觀粘度和塑性粘度的影響圖2鈉土與海泡石配

6、比對動切力的影響從圖1和圖2可以看出，不同配比的鈉土與海泡石鹽水體系，老化后塑性粘度均變小，動切力均增大，而且隨著鈉土相對含量的增加，老化前后動切力增大幅度明顯；表觀粘度在2%以下時，表觀粘度與老化前相差不大，但超過2%以后，明顯上升。這說明隨著鈉土比例的提高，高溫作用后鈉土之間形成的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)明顯增強。而海泡石相對含量越高，老化前后的粘度和切力差異越小。這主要是因為海泡石具有較高的抗溫性，在鹽水體系中海泡石纖維形成的空間網(wǎng)架結(jié)構(gòu)較穩(wěn)定，受溫度的影響較小。因此，控制粘土含量、尤其是鈉土含量是水基鉆井液高溫流變性調(diào)控的重要方面。采用抗高溫、抗鹽的海泡石代替或局部代替鈉土，在粘土容限范圍內(nèi)盡量減少基

7、漿中粘土的總含量是水基鉆井液高溫流變性調(diào)控的一項行之有效的技術(shù)措施論文怎么寫。由于2體系粘土總量為3%，其粘度和動切力在老化前后差異不大。因此，在密度不大于1.5g/cm3時，應(yīng)控制粘土總量為3%、鈉土與海泡石抗鹽土比例為1:2。實驗基漿均用重晶石加重至2.2g/cm3組成如下：1#：2%海泡石+15%NaCl；2#：1%鈉土+1%海泡石+15%NaCl；3#：2%鈉土+15%NaCl；4#：1%鈉土+1%海泡石+飽和甲酸鉀。實驗方法同上，結(jié)果見圖3圖4。圖3鈉土與海泡石配比對表觀粘度、塑性粘度的影響圖4鈉土與海泡石配比對動切力的影響由于體系密度提高，重晶石含量增加，因此控制配漿粘土的總量為2

8、%。由圖3和圖4可看出，老化后的塑性粘度均低于老化前的塑性粘度。對于前3種含有15%NaCl的鹽水體系，老化前后動切力變化不大，因此，總體上表現(xiàn)為老化后降粘。4#體系為飽和甲酸鉀加重體系，老化后動切力提高的幅度遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于塑性粘度降低的幅度，因此，表現(xiàn)為老化后增粘。4#體系與2#體系的差異在于將15%NaCl換成飽和甲酸鉀。從理論分析來看，飽和甲酸鉀溶液密度大于15%NaCl水溶液，通過對飽和甲酸鉀體系進(jìn)行加重，可以實現(xiàn)更高密度，或者是在相同的密度下體系的固相含量會大大降低，同時體系的抑制性能也得到提高，更有利于高密度體系高溫流變性的調(diào)控。但實驗結(jié)果說明，用重晶石加重后的飽和甲酸鉀體系老化后起泡，

9、氣味刺鼻。分析認(rèn)為，高溫作用后重晶石在甲酸鉀飽和鹽水體系中有一定的溶解現(xiàn)象，產(chǎn)生有毒的甲酸鋇，并導(dǎo)致體系穩(wěn)定性下降。當(dāng)把重晶石改為鈦鐵礦石粉加重時流變性影響因素，老化后鉆井液體系的性能仍然不理想。這主要是因為，加重劑在飽和甲酸鉀鹽水體系中，由于同離子效應(yīng)，均發(fā)生了高溫溶解現(xiàn)象，體系受到高價陽離子的侵污，引起粘土絮凝，最終導(dǎo)致動切力明顯增大。因此，在配制高密度鹽水體系時，必須參加抗高價鹽的高溫護(hù)膠劑，保持高密度鉆井液的高溫膠體穩(wěn)定性。就本實驗來看，2#，3#效果較好，其中2#老化前后的粘度、切力比3#還要好一些，參考高溫高壓濾失量的評價結(jié)果2#15.6mL、3# 19.2mL，認(rèn)為高密度體系1.

10、8g/cm3以上中控制粘土總量為2%、鈉土與海泡石抗鹽土比例為1:1，有利于體系流變性的控制。1.2 高溫護(hù)膠劑GHJ-1加量對鉆井液粘度及切力的影響為了提高高密度水基鉆井液的高溫膠體穩(wěn)定性，室內(nèi)研制開發(fā)了高溫護(hù)膠劑GHJ-1。該產(chǎn)品抗溫可達(dá)240，抗鹽可以到達(dá)飽和，抗鈣可以到達(dá)12.5g/L，室內(nèi)評價結(jié)果顯示，GHJ-1高溫護(hù)膠能力強、降濾失效果好，與深井常用的磺化類處理劑配伍性良好，通過協(xié)同作用能大幅度提高鉆井液體系的高溫穩(wěn)定性，在增加很少本錢的情況下就到達(dá)使鉆井液體系大幅度提高抗溫性能的目的。用高溫護(hù)膠劑GHJ-1配制的淡水和鹽水體系配方如下：淡水體系配方：1%鈉土+1%海泡石+1.5%

11、GHJ-1+4%JZA-1+4%GJZA-1+4%GFT-1 +0.5%JNL-1+0.7%Na2SO3+4%SPC-220+1%BOSST+2%SDR-1+1:2重晶石-鈦鐵礦粉復(fù)合物)，=2.2g/cm3；鹽水體系配方：1%鈉土+1%海泡石+15%NaCl+1.5%GHJ-1+3%JZA-1+4%GJZA-1 +4%GFT-1+0.5%JNL+0.7% Na2SO3 +4%SPC-220+1%BOSST+2%SDR-1+1:2重晶石-鈦鐵礦粉復(fù)合物)，=2.2g/cm3。在高密度鹽水體系中，考查了高溫護(hù)膠劑GHJ-1對流變性的影響，如圖5、圖6所示。由圖5可以看出，高溫老化前后體系粘度都隨

12、著GHJ-1加量的增加而增大。由于GHJ-1是一種中高相對分子質(zhì)量的適度增粘型護(hù)膠降濾失劑，在鉆井液中會形成一定的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，對體系起增粘作用，因此，在鉆井液體系中要注意控制GHJ-1的加量。本實驗中控制其加量為1.0%1.5%，其最大加量不超過2%，否那么體系的流變性將不易調(diào)控。圖5 GHJ-1加量對高密度鹽水鉆井液體系表觀粘度的影響圖6 GHJ-1加量對高密度鹽水鉆井液動切力影響動切應(yīng)力反映鉆井液在層流流動時，粘土顆粒之間、高聚物分子之間以及粘土顆粒與高分子之間形成的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)的強弱。GHJ-1由于其分子較大，在鉆井液中形成一定的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，使t0增大，但在老化后鉆井液粘度和切力較老化前均有一定

13、程度的降低。在220、16h的高溫老化作用下，聚合物分子主要發(fā)生水解反響，而分子鏈的自由基降解應(yīng)該是可以忽略的。鉆井液動切力的降低不能歸因于聚合物相對分子質(zhì)量的下降，而是由于分子內(nèi)原有基團(tuán)水解生成-COOH，分子負(fù)電荷密度的增強引起了聚合物在粘土顆粒外表吸附行為的改變，使得所形成網(wǎng)絡(luò)的節(jié)點數(shù)目和強度都減小。當(dāng)聚合物加量較低時，高溫老化后甚至還有一定降粘作用流變性影響因素，這也與分子鏈中原有基團(tuán)水解有關(guān)，加量增加后，鉆井液動切力重新上升，圖6的實驗結(jié)果也正驗證了這一點。1.3 密度對流變性的影響高密度水基鉆井液體系流變性能維護(hù)困難的主要癥結(jié)是體系固相含量太高，此時，如果固相顆粒分散性增強，巨大的

14、固相顆粒外表通過潤濕和吸附作用使得整個體系的自由水含量大幅度減少，導(dǎo)致體系的鉆屑容量限降低，一旦遇到外來物的污染，固相顆粒極易連接形成網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，從而導(dǎo)致體系粘度、切力增高，被迫沖放鉆井液以維持性能穩(wěn)定。本文通過鹽水鉆井液體系220動態(tài)老化實驗來比照密度對體系流變參數(shù)的影響規(guī)律。實驗結(jié)果見圖7圖8。圖7密度對鹽水體系表觀粘度和塑性粘度的影響圖8密度對鹽水體系動切力的影響由圖7和圖8可以看出，老化前表觀粘度和塑性粘度均隨密度增加而增大，動切力先上升后下降。老化后表觀粘度和塑性粘度差異不大，而動切力先下降、后升高。這是因為密度小于1.8g/cm3時采用重晶石加重，相對固含較高，摩阻較大，密度大于等于

15、1.8g/cm3時采用的是重晶石和鐵礦粉比例為1:2復(fù)合加重，故密度為1.8g/cm3時的鉆井液動切力較密度為1.5 g/cm3時低，隨著密度增加，動切力又逐漸增大。由于高密度鉆井液在高速攪拌時產(chǎn)生一定的氣泡，大量的加重劑參加2.2g/cm3時350mL鉆井液參加重晶石達(dá)710g使體系的自由水含量大大減少，同時GHJ-1是一種相對分子質(zhì)量較大的護(hù)膠降濾失劑，參加鉆井液體系后具有一定的增粘效應(yīng)，因此，老化前粘度較高，并且隨著密度的增加呈上升趨勢。老化后粘度、切力均有下降，主要是由于高溫作用下，體系的處理劑分子發(fā)生了一定的高溫降解作用，相對分子質(zhì)量有所降低。1.4 老化溫度對體系粘度、切力的影響隨

16、著動態(tài)老化溫度的升高，鉆井液的各種性能都會隨之而發(fā)生改變。高溫會加劇鉆井液處理劑的高溫降解和處理劑分子在粘土外表的高溫解吸附作用，同時處理劑親水基團(tuán)的去水化作用也會加劇。因此，在高溫條件下處理劑就不一定能有效地到達(dá)保護(hù)粘土粒子的目的。高溫對鉆井液流變性的影響比擬復(fù)雜，其影響情況可根據(jù)粘度與溫度的關(guān)系分為以下三種情形：第一種是高溫減稠，即鉆井液的粘度隨著溫度的升高反而降低，導(dǎo)致井下鉆井液攜帶能力、懸浮能力下降，停泵沉砂、起鉆井下重晶石沉淀，鉆井液槽池內(nèi)重晶石沉淀。第二種是高溫后增稠，鉆井液經(jīng)高溫后粘度、切力增加，直至喪失流動性高溫后膠凝，降粘劑效果愈來愈小，直至失效，常常導(dǎo)致體系無法使用。第三種

17、是高溫固化，鉆井液體系完全喪失流動性能。具體實驗結(jié)果見圖9和圖10論文怎么寫。圖9老化溫度鹽水、淡水體系表觀粘度的影響圖10老化溫度對鹽水、淡水體系動切力的影響由圖9和圖10可以看出，當(dāng)老化溫度不高于220時流變性影響因素，鹽水體系的粘度、切力隨溫度升高變化不大，體系流變性較好；淡水體系老化后其粘度、切力均有所降低。當(dāng)老化溫度到達(dá)240時，鹽水體系的粘度、切力急劇上升，流變參數(shù)偏高，高溫高壓濾失量也較大。淡水體系動切力較老化前有所增加，主要是由于在溫度到達(dá)較高水平情況下，其體系中處理劑受高溫作用降解破壞加劇，對粘土保護(hù)能力降低，粘土顆粒水化膜厚度降低，粘土高溫絮凝現(xiàn)象加劇，因此，粘度、切力又有

18、所增加，但從總體趨勢來看增加幅度不大。1.5 老化時間對體系粘度、切力的影響將密度為2.2g/cm3的淡水體系和鹽水體系，分別在220下連續(xù)熱滾72h，分別在24h、48h、72h測定其性能，實驗結(jié)果見表1。由表1可以看出，不管是淡水體系還是鹽水體系，表觀粘度隨時間增加而增大，塑性粘度先增加后下降，動切力一直呈上升趨勢。說明高溫護(hù)膠劑隨高溫作用時間發(fā)生一定程度的降解，所以在現(xiàn)場作業(yè)時，必須適當(dāng)補充護(hù)膠劑的濃度。表1老化時間對體系性能的影響 體系 熱滾時間 AV mPa.s PV mPa.s YP Pa 淡 水 體 系 16h 57.5 47 10.5 32h 115 71 44 48h 135

19、 62 73 72h 145 55 90 鹽 水 體 系 16h 73 43 30 32 h 119 69 50 48 h 122.5 72 50.5 72h 124 54 70 2 水基鉆井液流變性測試與分析2.1 流變性測試測試儀器采用美國Fann公司生產(chǎn)的Fann50SL型高溫高壓流變儀，其最高工作溫度為260，工作壓力為7000 kPa，剪切速率范圍在01022 s-1之間分級變化。按照以下配方室內(nèi)優(yōu)化配方分別配制高密度淡水基和鹽水基鉆井液體系密度均為2.2 g/cm3，并在220條件下熱滾16 h后備用。淡水基鉆井液配方：1%鈉土+1%海泡石+1.5%GHJ-1+4%JZA-1+4%

20、GJZA-1+4%GFT-1 +0.5%JNL-1+0.7%Na2SO3+4%SPC-220+1%BOSST+2%SDR-1+重晶石；鹽水基鉆井液配方：1%鈉土+1%海泡石+15%NaCl+1.5%GHJ-1+3%JZA-1+4%GJZA-1 +4%GFT-1+0.5%JNL-1+0.7% Na2SO3 +4%SPC-220+1%BOSST+2%SDR-1+重晶石-鈦鐵礦粉復(fù)合物1:2。由于水基鉆井液中水的可壓縮性相對較小，壓力及壓力的變化對水基鉆井液的密度和流變性均無明顯的影響，而溫度對水基鉆井液性能的影響比擬明顯。由于深井地段都有較大的地層壓力，鉆井液勢必承受溫度和壓力的雙重作用。因此，在

21、測試過程中，要考慮到溫度和壓力的共同作用，給測試樣施加5 MPa的壓力，測試出鉆井液在不同溫度下的流變參數(shù)。將待測鉆井液倒入流變儀樣品室中，加熱到預(yù)定實驗溫度，預(yù)熱1 h，然后在1 022 s-1的剪切速率下預(yù)剪切30 min，每更換鉆井液樣品均要預(yù)剪切30 min，此步驟目的在于消除剪切、高溫、高壓帶來的耦合效應(yīng)。預(yù)剪切后，調(diào)節(jié)壓力到5 MPa，分別測試鉆井液樣品在不同溫度下01 022 s-1的剪切應(yīng)力。2.2 流變性分析設(shè)定測試壓力為5MPa，測試試樣在不同溫度下的流變參數(shù)。具體測試數(shù)據(jù)見圖11。a淡水基鉆井液b鹽水基鉆井液圖11 鉆井液在不同溫度下的流變曲線Fig. 11 Curve

22、of rheology for drilling fluid at different temperatures從圖11可以看出，高密度水基鉆井液在不同溫度下均為塑性流體。在低剪切速率時，溫度升高，鉆井液的剪切應(yīng)力上升；在高剪切速率時，溫度升高流變性影響因素，鉆井液的剪切應(yīng)力下降。導(dǎo)致該現(xiàn)象的原因為：溫度升高，鉆井液中粘土顆粒發(fā)生高溫分散和高溫去水化作用，雖然固相分散度增高，塑性粘度增加，但高剪切作用導(dǎo)致結(jié)構(gòu)粘度下降，其幅度大于塑性粘度的增加。因此，高剪切速率下的剪切應(yīng)力隨溫度升高而降低。具體結(jié)果見圖12。由圖12可以看出，溫度對淡水基鉆井液的粘度有較大的影響。隨著溫度升高，淡水基鉆井液的表觀

23、粘度和塑性粘度均出現(xiàn)降低趨勢；而鹽水基鉆井液的塑性粘度在150到達(dá)最低值，然后稍有升高，表觀粘度總體上呈降低趨勢。但兩種鉆井液體系在220溫度下，表觀粘度均大于20 mPa.s，塑性粘度均超過15mPa.s，說明兩種鉆井液體系在高溫高壓下具有較好的攜巖能力。圖12 鉆井液表觀粘度和塑性粘度隨溫度變化曲線Fig. 12 Curve of apparentviscosity and plastic viscosity for drilling fluids at different temperatures3 高密度水基鉆井液在高溫高壓下的流變模式目前用來描述鉆井液流變性的鉆井液模式有賓漢模式、冪

24、律模式、卡森模式和赫-巴H-B模式，本研究采用線性回歸方法對測得的實驗數(shù)據(jù)進(jìn)行四種模式的擬合。3.1 擬合方程一元線性回歸法主要是對具有線性關(guān)系的變量進(jìn)行回歸擬合，因此，在利用上述理論函數(shù)對實驗數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合時，需要將非線性關(guān)系方程式轉(zhuǎn)化成線性關(guān)系方程式y(tǒng)=a+bx，然后根據(jù)最小二乘估計法求出方程中的未知參數(shù)a和b，進(jìn)而求得擬合方程。1 賓漢模式：o+，令 y，ao，b，x。2冪律模式：Kn，將方程變形為 loglogK +nlog，令ylog，alogK，bn，xlog。3 赫-巴模式：y+Kn，將方程變形為 log(-y)logK+ nlog，令ylog(-y)，alogK，bn，xlog。

25、4卡森模式：，令y，a，b，x。主要針對測試溫度在150以上的實驗數(shù)據(jù)，利用上述流變模式進(jìn)行擬合處理，得到鉆井液流變性擬合方程，如表2和表3所示。表2高密度淡水基鉆井液各種流變模式擬合方程Table 2 Fitting equations of four models for high-density fresh water-baseddrilling fluid 模式 不同溫度下的流變方程 150 180 200 220 賓漢 10.52+0.068 =11.25+0.056 =12.13+0.049 =12.12+0.0496 冪律 H-B 卡森 表3 高密度鹽水基鉆井液各種流變模式擬合方

26、程Table 3 Fitting equations of four models for high-density saltwater-based drilling fluid 模式 不同溫度下的流變方程 150 180 200 220 賓漢 7.632+0.036 =7.06+0.04 =3.49+0.049 =3.75+0.045 冪律 H-B 卡森 3.2 擬合效果比擬及高密度鉆井液流變模型確實定采用一元線性回歸方法擬合出來的線性回歸方程是在根本假設(shè)條件下進(jìn)行的，需要用一定的方法來檢驗假設(shè)及y與x之間的線性關(guān)系。數(shù)學(xué)中最常用的方法就是用回歸平方和根據(jù)上面公式式中：e式中：e式中：AV為

27、表觀粘度，mPa.s；p為測試鉆井液時所給定的固定壓力，MPa。將高密度鉆井液體系在不同溫度條件下測得的表觀粘度剪切速率為1022 s-1時的粘度代入方程7進(jìn)行擬合處理，得出高密度鉆井液在高溫高壓下表觀粘度隨溫度變化的回歸模型和回歸相關(guān)系數(shù)R。由于深井井底溫度高，鉆井液返出井口時具有較高的溫度。因此，將80溫度下測得鉆井液的表觀粘度作為井口返出鉆井液表觀粘度。擬合出的數(shù)學(xué)模型及效果比擬見表4。表4 回歸數(shù)學(xué)模型及回歸數(shù)據(jù)比擬Table 4 The comparison of regressed mathematical model and regressed data 回歸數(shù)學(xué)模型 T / A

28、VC / (mPaxs) AVJ / (mPaxs) R DAV/AVC /% 80 149.80 157.31 0.9905 5.01 120 90.41 101.31 12.06 150 70.06 72.84 3.97 180 56.36 52.36 -7.09 200 41.20 42.02 2.00 220 37.38 33.72 -9.77 注：DAV/AVC為模型偏差，即計算值與實測值的差值DAV=AVJ-AVC和實測值A(chǔ)VC的比值，p為測試壓力5 MPa由表4中的數(shù)據(jù)可看出，回歸模型相關(guān)系數(shù)較高，R值在0.99以上。用模型計算出的鉆井液表觀粘度與實測值進(jìn)行比照，兩者之間吻合程度

29、高，最大偏差不超過13%僅為12.06%，完全可以滿足對表觀粘度準(zhǔn)確度的要求。因此，可以確定鉆井液表觀粘度與溫度呈指數(shù)函數(shù)關(guān)系，利用該數(shù)學(xué)模型，能從已有表觀粘度數(shù)據(jù)，根據(jù)地溫梯度及壓力梯度估算出井下某一深度鉆井液的表觀粘度，方便在現(xiàn)場中應(yīng)用。6 結(jié)論1增強體系的抑制性，降低鉆井液中低固相粘土的含量和采用抗溫、抗鹽的海泡石作為配漿土是控制高密度鉆井液流變性的有效途徑。在中低密度不大于1.5g/cm3體系中，應(yīng)控制粘土總量為3%、鈉土與海泡石抗鹽土比例為1:2；在高密度2.2g/cm3體系中控制粘土總量為2%、鈉土與海泡石抗鹽土比例為1:1流變性影響因素，有利于體系流變性的控制。2使用室內(nèi)研制的高溫護(hù)膠劑GHJ-1可以顯著提高高密度水基鉆井液