油基钻井液在高温高压条件下的流变特性与预测方法

《Processes》：Rheological Properties and Prediction Method for Oil-Based Drilling Fluids Under High-Temperature and High-Pressure Conditions

　　

摘要：高温高压油基钻井液的流变特性对深井和超深井的控压钻井至关重要。本研究考察了塔里木盆地高温高压油基钻井液在60–160 °C和60–140 MPa条件下的流变行为。研究人员测试了三种密度分别为1.8、2.0和2.2 g/cm³的油基钻井液，在60种温度-压力-密度条件下，每种条件选取6个转速，共获得360个流变数据点用于模型评估和参数预测。建立了宾汉（Bingham）、幂律（Power law）、卡森（Casson）和赫歇尔-巴尔克利（Herschel–Bulkley）流变模型并进行评估，以确定最优模型。研究人员提出了一种改进的高温高压流变参数预测模型。与以往主要针对宾汉流变参数的相关研究不同，该模型直接预测三个赫歇尔-巴尔克利参数，并引入二次压力项来描述高温高压条件下的非线性压力依赖性。结果表明，赫歇尔-巴尔克利模型最能表征该流体的流变特性，其剪切应力预测平均相对误差为2.64%，且回归精度优于Landmark WellPlan软件，平均误差达2.049%。密度显著影响屈服应力和稠度系数，而温度和压力对流动指数影响较小。不同密度下流变参数呈现相反变化趋势。改进的赫歇尔-巴尔克利模型可在测试范围内实现精确的流变参数预测，屈服应力、流动指数和稠度系数的平均预测精度分别为81.40%、97.90%和87.05%，满足工程要求。这些发现为深井和超深井的控压钻井提供了理论支持。

**论文解读文章：油基钻井液在高温高压条件下的流变特性与预测方法研究**

**研究背景与问题**
中国深部及超深部油气资源丰富，是保障国家能源安全的重要战略资源。然而，深井和超深井面临高温高压（HTHP）极端环境，地层温度可超过150 °C，压力超过130 MPa，对钻井液的热稳定性、流变控制和滤失性能提出严苛要求。常规水基钻井液在高温高压下常出现粘度降低、滤失增加、流变性能难以维持等问题，无法满足井壁稳定和安全钻井需求。油基钻井液（OBM）在高温高压稳定性、润滑防卡、提高钻速、井壁稳定和储层保护方面具有明显优势，成为深井和超深井复杂钻井工况的重要体系。但深井钻井中常出现井漏、压差卡钻、钻具扭断、溢流和漏失等问题，这些井底压力控制问题显著增加非生产时间和钻井成本。因此，精确调控井底压力成为深井和超深井钻井的关键需求之一。控压钻井（MPD）技术通过调节地面回压、流量和当量循环密度动态控制环空压力剖面，使环空压力维持在孔隙压力和破裂压力之间。准确的环空压力计算依赖于钻井液密度、流量、环空几何形状、壁面粗糙度和流变特性等多因素，其中流变特性在高温高压条件下持续变化，且油基钻井液呈现典型非牛顿行为，粘度和剪切应力随剪切速率非线性变化，给深井和超深井压力剖面精确预测带来挑战。已有研究对油基钻井液高温高压流变特性进行了实验和理论探索，但多数集中于常规流变参数（如表观粘度、塑性粘度、屈服应力）的预测，对多密度高温高压实验、流变方程优选、赫歇尔-巴尔克利（Herschel–Bulkley）参数预测及模型验证的集成研究仍不充分，特别是密度、温度和压力对赫歇尔-巴尔克利屈服应力、流动指数和稠度系数的影响尚需系统研究。为此，本研究采用塔里木盆地深井高温高压油基钻井液，在60–160 °C和60–140 MPa范围内开展流变试验，优选最优流变方程，建立改进的赫歇尔-巴尔克利参数预测模型，为深井和超深井控压钻井提供理论支持。论文发表在《Processes》。

**主要技术方法**
研究人员使用Chandler 7600高温高压流变仪（配备PID控制器），对来自塔里木盆地的油基钻井液样品（中国石油工程技术研究院有限公司提供，新疆地区采集）进行流变测试。样品主要成分包括柴油、主乳化剂、辅乳化剂及其他添加剂，按现场工况配制1.8、2.0、2.2 g/cm³三种密度。样品经180 °C热滚16小时老化，再以12,000 r/min高速搅拌20分钟，于65 °C时测量常压流变性能作为参考。实验在60、80、100、120、140 MPa五个压力点下，按地温梯度设定对应温度范围（不同密度对应不同温度），共60组温度-压力-密度条件，每组选取600、300、200、100、6、3 r/min六个转速，获取360个流变数据点。基于最小二乘法建立宾汉、幂律、卡森和赫歇尔-巴尔克利四种流变方程的回归算法，以平均相对误差（MRE）为判据优选最优方程。在此基础上，提出改进的赫歇尔-巴尔克利参数预测模型，引入二次压力项，通过多元线性回归确定系数，并与Landmark WellPlan软件及Minton–Bern、Zhao模型进行对比验证。

**研究结果**
**3.1 原始实验结果**
三种密度油基钻井液在不同温度和压力下，剪切应力随剪切速率增加而增大，呈现典型非牛顿流动行为。相同剪切速率下，剪切应力随温度升高而降低，随压力增大而升高，随密度增加而增大。

**3.2 回归方法与方程优选**
通过回归算法计算四种流变方程的参数及平均相对误差，发现赫歇尔-巴尔克利模型拟合精度最高，不同温度压力条件下剪切应力计算值与实验值的平均相对误差仅为2.64%，远低于宾汉、幂律和卡森模型。因此选定赫歇尔-巴尔克利模型为最优表征方程。

**3.3 回归方法验证**
将部分实验数据导入Landmark WellPlan软件，得到赫歇尔-巴尔克利参数并计算剪切应力，与本文回归算法结果对比。本文回归算法平均相对误差为2.049%，低于Landmark软件，表明算法精度更高，满足工程计算要求。

**4.1 赫歇尔-巴尔克利屈服应力变化规律**
密度对屈服应力影响显著：密度从1.8 g/cm³增至2.2 g/cm³，平均屈服应力从0.79 Pa升至3.33 Pa，增幅319.85%。低密度（≤1.8 g/cm³）油基钻井液屈服应力随温度压力升高而降低；高密度（≥2.0 g/cm³）则随温度压力升高而升高。在60–100 MPa范围内，压力基本稳定时，屈服应力随温度升高而降低；当压力达到120 MPa以上时，温度对屈服应力影响减弱。

**4.2 赫歇尔-巴尔克利流动指数变化规律**
所有条件下流动指数均小于1，表明油基钻井液为剪切稀释性非牛顿流体（假塑性流体）。密度与流动指数呈负相关，但影响较弱：密度从1.8增至2.2 g/cm³，平均流动指数从0.90降至0.86，降幅4.58%。低密度油基钻井液流动指数随温度压力升高而增大（如1.8 g/cm³从0.81升至0.92），高密度则相反（2.2 g/cm³从0.80降至0.76）。在60–120 MPa范围内，流动指数随温度升高而增大；在140 MPa时则随温度升高而减小。

**4.3 赫歇尔-巴尔克利稠度系数变化规律**
密度对稠度系数影响显著：密度从1.8增至2.2 g/cm³，平均稠度系数从0.09 Pa·sⁿ升至0.17 Pa·sⁿ，增幅87.08%。低密度油基钻井液稠度系数随温度压力升高而降低（如1.8 g/cm³从0.12降至0.056 Pa·sⁿ，降幅55.09%）；高密度则相反（2.2 g/cm³从0.19升至0.29 Pa·sⁿ，增幅55.60%）。在约140 MPa、温度超过140 °C时，高密度油基钻井液稠度系数由下降趋势转为急剧上升，温度每升高20 °C，稠度系数增加68.52%。

**讨论与结论**
传统流变参数预测模型（如Politte模型、Minton–Bern模型、Zhao模型）多基于宾汉流变方程，温度压力适用范围有限，且难以准确描述高温高压下赫歇尔-巴尔克利参数的非线性变化。本研究基于Zhao等模型，以65 °C和0.1 MPa为参考条件，引入二次压力项，建立改进的赫歇尔-巴尔克利参数预测模型（式(23)）。通过多元线性回归得到各密度下的系数，模型预测屈服应力、流动指数和稠度系数的平均精度分别为81.40%、97.90%和87.05%，显著高于Minton–Bern模型和Zhao模型。该模型可在测试范围（60–160 °C，60–140 MPa）内，利用参考条件（65 °C，0.1 MPa）下的参数预测任意温度压力下的赫歇尔-巴尔克利参数，满足工程计算要求。

**研究结论部分翻译**
本研究采用塔里木盆地深井高温高压油基钻井液，在60–160 °C和60–140 MPa范围内开展流变试验，基于实验数据建立宾汉、幂律、卡森和赫歇尔-巴尔克利流变方程的回归算法，优选最优流变表征方程，并与Landmark WellPlan软件对比验证回归模型精度。进一步分析了不同密度、温度和压力下流变参数的变化规律，并在前人模型基础上提出改进预测模型。主要结论如下：
(1) 该油基钻井液配方的高温高压流变特性更符合三参数赫歇尔-巴尔克利流变方程，不同温压条件下剪切应力计算值与实验值的平均相对误差仅为2.64%。建立的回归算法在流变参数回归中计算精度高于Landmark WellPlan软件，平均相对误差仅为2.049%。
(2) 油基钻井液密度对赫歇尔-巴尔克利屈服应力和稠度系数影响显著，对流动指数影响较弱。
(3) 高温高压对不同密度油基钻井液的赫歇尔-巴尔克利屈服应力和稠度系数影响显著，对流动指数影响较小；且该油基钻井液配方的赫歇尔-巴尔克利屈服应力、流动指数和稠度系数在低密度和高密度条件下呈现相反变化趋势。
(4) 改进的赫歇尔-巴尔克利流变参数预测模型可根据标准温度65 °C和常压0.1 MPa下测得的流变参数，计算60–160 °C和60–140 MPa范围内任意温压下的流变参数。赫歇尔-巴尔克利屈服应力、流动指数和稠度系数的平均预测精度分别为81.40%、97.90%和87.05%。与Minton–Bern模型和Zhao模型相比，本文模型精度显著提高，满足工程计算要求。