一種水基鉆井液在高溫高壓下的流變特性研究

＊李艷飛 李三喜 蔡斌 葛俊瑞 吳健

（中海石油(中國)有限公司上海分公司 上海 200235）

1.引言

勘探表明，我國深層油氣資源儲量豐富，深層油氣資源勘探開發步伐逐年加快。隨著鉆探深度的增加，井底溫度和壓力也越來越高。深井鉆探過程中，高溫高壓會導致鉆井液流變性發生很大變化，而鉆井液流變性在井筒清潔和攜帶巖屑等方面發揮著重要作用，鉆井液在井底黏度較低有利于輔助破巖和清潔鉆屑，在環空中黏度較高有助于巖屑懸浮和上返。因此，高溫高壓條件下鉆井液流變性研究對深井安全鉆探意義重大。

近年來，國內外學者在高溫高壓鉆井液流變性研究方面取得了相關進展。Briscoe等較早研究了水基鉆井液在高溫高壓下的流變性，實驗最高溫壓為160℃和70MPa，結果表明，在該溫壓條件下大部分已有鉆井液體系均表現出失效特征。Rossi等使用Haake Searl型高溫高壓流變儀研究了不同濃度Na+蒙脫石鉆井液的流變性，實驗溫壓分別為140℃和140MPa，結果表明鉆井液流變參數與溫度和Na+蒙脫石濃度有關。Ttomislav等研究了高密度低固相水基鉆井液在高溫高壓下的流變性，實驗最高溫壓可達170℃和93MPa，研究提出減少固相含量可優化鉆井液在高溫高壓下的流變性。蔣官澄等利用旋轉黏度計測定了常用水基鉆井液在不同溫度下的流變參數，實驗溫度60～150℃，結果表明鉆井液塑性黏度、表觀黏度和卡森極限黏度均隨溫度的上升而降低。呂開河等使用Fan-50型高溫高壓流變儀研究了聚醚多元醇鉆井液在30～170℃下的流變特性，并優選出了冪律和赫巴兩種流變模式。周福建等使用CHAN-7400型高溫高壓流變儀研究了水包油乳化鉆井液的流變性，結果表明溫度越高壓力對鉆井液流變性影響越小。易燦等使用M7500型高溫高壓流變儀，測定了特定溫壓下超低滲透聚磺水基鉆井液流變性，發現該鉆井液極限溫度在210℃左右。

調研表明國內外學者對高溫高壓下鉆井液剪切速率、塑性黏度隨溫壓變化規律及不同類型鉆井液所適用的流變模式等方面已經進行了相關研究。但已有研究大部分采用室內配制的鉆井液樣品，這與現場采用的實際鉆井液組分并不完全相同，目前對油田現場鉆井液高溫高壓流變特性的研究較少。本文針對上述問題，采用OPITE高溫高壓流變儀對現場一種水基鉆井液的流變性進行了測定，并對實驗數據進行了擬合分析，得到了該鉆井液的臨界失效溫度和描述其流變特性的最佳流變模式。

2.鉆井液流變性測定實驗

（1）儀器與樣品。實驗測試儀采用美國OFITE公司生產的高溫高壓流變儀（圖1），其最高工作壓力可達206.9MPa，最高工作溫度可達260℃，剪切速率為0.01～1022s-1。實驗所用鉆井液為東海某油田現場使用的水基鉆井液樣品，單次實驗鉆井液樣品用量為155ml。

圖1 OFITE高溫高壓流變儀

（2）實驗方法。①首先利用XGRL-4A型高溫滾子加熱爐（圖2），將現場鉆井液樣品進行16h熱滾，使其性能與油氣田現場使用時一致。②其次啟動計算機并打開ORCADA控制程序，然后輸入待測為溫壓等參數，建立新的測試程序，并按照以下步驟組裝儀器：A.準確安裝O型圈和金屬阻塞環后倒入155ml鉆井液樣品，檢查轉子轉動情況；B.托起腔體將其安裝到聯軸器上，安裝彈簧安全罩；C.將測試腔放入加熱槽內，并固定；D.將液壓管線進口和出口端與測試腔連接；E.將傳感器罩旋轉到測試腔上。

圖2 XGRL-4A型高溫滾子加熱爐

運行設置好的測試程序開始鉆井液流變性測試，實驗過程中預設10個測試溫度（20℃、40℃、60℃、80℃、100℃、120℃、140℃、160℃、180℃、200℃），每個測試溫度下設置8個測試壓力（3000psi、5000psi、7000psi、10000psi、13000psi、16000psi、19000psi、22000psi），儀器轉速選用600RPM。測試程序在預定的溫壓和轉速下實時記錄鉆井液樣品的剪切應力和表觀黏度。

3.實驗結果分析

從鉆井液流變性測試實驗數據中選取16000psi條件下，不同溫度剪切應力隨剪切速率的變化數據，繪制鉆井液樣品的流變曲線，如圖3。根據不同溫度下鉆井液樣品流變曲線得到，該鉆井液為塑性流體。

圖3 不同溫度下的流變曲線

同一溫度下的剪切應力均隨剪切速率的增大而增大。溫度由20℃上升到100℃過程中，不同剪切速率下剪切應力隨溫度升高而減小；溫度由100℃上升到140℃過程中，不同剪切速率下剪切應力隨溫度升高呈現先增大后略有降低的趨勢；溫度繼續上升到160℃以上時，不同溫度下的流變曲線近乎重合，這表明剪切應力不再隨溫度變化。

如圖4繪制了不同溫度下鉆井液表觀黏度隨壓力變化曲線，溫度160℃以下時，隨壓力增大表觀黏度波動范圍為2～6mPa·s，即壓力對表觀黏度影響較小。溫度達到160℃以上時，鉆井液表觀黏度幾乎不變，始終保持在22～23mPa·s。

圖4 表觀黏度隨壓力變化曲線

如圖5繪制了不同壓力下表觀黏度隨溫度變化曲線，表觀黏度隨溫度升高均呈現逐漸降低、小幅增加和基本穩定三個階段。溫度低于140℃時，表觀黏度處于整體降低階段；溫度在140℃～160℃時，表觀黏度處于小幅增加階段；溫度高于160℃時，表觀黏度基本穩定。綜合鉆井液在不同溫度下的流變規律、表觀黏度隨溫壓變化規律得到，該鉆井液在140℃以上時，剪切應力和表觀黏度均不再變化，因此其臨界失效溫度約為140℃。

圖5 表觀黏度隨溫度變化曲線

4.流變模式優選

描述鉆井液流變性時常用的函數模型有賓漢模式、冪律模式、卡森模式和赫巴模式。在實驗數據基礎上，本研究利用這四種流變模式對剪切應力和剪切速率進行非線性擬合，得到不同流變模式下的關鍵參數，優選流變模式。

（1）賓漢模式。塑性流體流變曲線可描述為：

式中，τ為剪切應力，Pa；0τ為動切力，Pa；sη為塑性黏度，Pa·s；γ為剪切速率，s-1。

（2）冪律模式。假塑性流體流變曲線可描述為：

式中，n為流性指數，無量綱；K為稠度系數，Pa·sn。

（3）卡森模式。描述卡森模式表達式為：

式中，cτ為卡森屈服值，Pa；η∞為極限高剪切黏度，Pa·s。

（4）赫巴模式。描述赫巴模式表達式為：

式中，yτ為赫巴模式的屈服值，Pa。

本研究利用四種不同的流變模式對剪切應力和剪切速率進行非線性擬合，得到不同流變模式下的關鍵參數，并根據決定系數R2來評價擬合結果的優劣。由于實驗分析得到該鉆井液臨界失效溫度約為140℃，因此采用該鉆井液樣品失效前的有效數據來擬合流變參數并優選流變模式。表1為該溫壓下不同流變模式擬合公式。

表1 不同流變模式擬合方程

圖6為表1中各個流變模式的決定系數隨溫度變化曲線，其中賓漢模式決定系數R2下降幅度最大，從0.8220下降到0.3200，這也表明其描述該鉆井液流變性的效果最差。相比于賓漢模式和卡森模式，冪律模式和赫巴模式的決定系數均較高，溫度100℃以下時，冪律模式和赫巴模式的決定系數大小基本一致，因此低溫時這兩種模式均能夠較準確描述該鉆井液流變性。溫度100℃以上時，赫巴模式的決定系數明顯高于冪律模式，因此高溫下采用赫巴模式能夠較準確描述該鉆井液流變性。王富華等采用室內配置的鉆井液樣品研究得到四種流變模式中冪律模式描述水基鉆井液高溫高壓流變性效果最差，赫巴模式是描述水基鉆井液高溫高壓流變性的最佳模式，與本文高溫高壓條件下的流變模式具有較好的一致性。

圖6 不同模式決定系數

5.結論

本研究針對東海某油田現場采用的一種水基鉆井液，使用OPITE高溫高壓流變儀研究了其在高溫高壓條件下的流變性，得到主要結論如下：

（1）溫度是影響實驗所用水基鉆井液樣品表觀黏度的主要因素，而壓力對鉆井液表觀黏度的影響較小。

（2）表觀黏度隨溫度變化規律為先減小后小幅增大，表觀黏度進入增大階段表明該鉆井液失效，該鉆井液的臨界失效溫度約為140℃。

（3）采用不同流變模式對實驗數據擬合分析，結果顯示100℃以下時，冪律模式和赫巴模式均能較準確描述該鉆井液流變性，溫度達到100℃以上時，赫巴模式更適合描述其流變性。