钻井液性能对钻速的影响 钻井液性能与钻井工作的关系
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钻井液流变性能与钻井工程的关系主要体现在下列几个方面：
① 影响钻井速度；
② 影响环空携带岩屑能力；
③ 影响井壁稳定；
④ 影响岩屑和加重物质的悬浮；
⑤ 影响井内压力激动；
⑥ 影响钻进泵压和排量；
⑦ 影响固井质量。
（1）影响钻井速度
钻井液的流变性能对钻井速度产生极大影响，根据Eckel的钻速方程可以获得定性认识。在其它因素不变时，Eckel指出钻速Vm与钻头处雷诺数Ne的0.5次方成正比：
Vm = f(Ne)1/2
设有两种钻井液，钻速的联合表达式为：
Vm2 = Vm1(Ne2/Ne1)1/2
因为其它因素不变时，雷诺数与钻井液有效粘度成正比：
Ne dv/
对于宾汉塑性体，上式变为： Ne dv/s
所以： Vm2 = Vm1(s1 / s2 )1/2 （3-27）
（3-27）式定性说明钻井液的流变参数s对钻速的影响关系。例如：某钻井液的塑性粘度s为32mPa.s，平均钻速为6米/小时，在不改变其它因素时，降低s到8mPa.s，则钻速变化为：
Vm2 =6(32/8)1/2=12 米/小时
如果钻进1000米井段，用32mPa.s的钻井液要用100小时，则用8mPa.s的钻井液只需要50小时。显然，降低钻井液的塑性粘度后，钻速提高2倍。此处的塑性粘度相当于钻头喷嘴处极限高剪切速率下的有效粘度，其值越低，水力能量的转化率越高，自然有利于提高钻井速度。
（2）影响直井环空岩屑携带效率
1）对岩屑输送比的影响
岩屑输送比定义为：
直井井眼净化良好的条件：Rt 0.5，即：V2Vs 。
式中， —— 岩屑输送比；
V —— 钻井液平均上返速度，m/s；V =12.7Q/(D22-D12)；
Vs —— 岩屑颗粒沉降速度，m/s；Vs与颗粒雷诺数Re相关：
式中，f——钻井液密度，g/cm3；
s——岩屑颗粒密度，g/cm3；
η——钻井液有效粘度，mPa.s。
当 Re 3时，Vs=326800ds2(s-f )/
当 3<Re<300，Vs=7.13ds(s-f )0.667/(f )0.333
当 Re>300时，Vs=2.95[ds(s-f )/f]1/2
由上可见，井眼净化与钻井液流变性能中的有效粘度紧密相关。在一定的水力条件下，钻井液有效粘度增加，环空岩屑颗粒沉降速度要降低，从而提高岩屑输送效率。
2）对携岩能力指标的影响
Robinson提出了测试井眼清洁性的“携岩能力指标（CCI）”，它是一个经验方程式：
如果：CCI≥1/36，井眼净化满足要求；
CCI< 1/36，井眼净化较差。
式中 ρm——钻井液密度，kg/m3;
——环空钻井液平均返速，m/s；
40000——由现场统计得到的经验数据；
η——钻井液有效粘度，mPa.s；由下式计算：
n——流性指数，由下式计算：
式中 PV——塑性粘度，mPa.s；YP——动切力，Pa。
该式的最大优点是综合考虑了钻井液密度、环空水力参数（ ）和钻井液流变性对携岩效率的共同贡献，同时也说明了钻井液流变性对其重要作用。
3）对流速剖面的影响
模拟实验发现，在层流条件下，钻井液携带圆片状岩屑出现岩屑翻转上升的特点。这不利于井眼环空净化。层流携带岩屑缺陷的实质是由于环空过水断面的液流速度分布极不均匀，中心部位流速高，作用力大，两侧流速低，作用力小，速度分布为尖峰形状，使得片状岩屑在环空上升过程中两端受力不均匀，产生转动力矩效应。于是，提出了将尖峰形层流改为平板形层流以提高携岩效率的改进思路。
平板形层流携带岩屑的目的在于加大环空钻井液的层流流核直径。根据直井环形空间与钻柱几何条件以及钻井液流核存在的水力学关系，在长度为L的环形空间流核截面积上，推导压力降ΔP与流核表面积S上的动切应力τ0之间的平衡式获得流核直径表达式为：
式中，τ0为0.1Pa；s为100mPa.s；D和d单位为cm；V单位为cm/s。
该式表明，随τ0 /s增加，流核直径d0将增大，钻井液流速剖面变平坦 ，从而使得钻屑的翻转力矩效应减小，钻井液携带岩屑的效率获得提高。根据生产现场大量钻井经验，总结出钻井液有效地携带岩屑的流变参数取值范围为：
对于宾汉流体：
τ0 /s = 0.36～0.478 Pa/mPa.s
τ0 = 1.5～3 Pa
因为动切应力取值范围已经给出，所以，提高τ0/s的关键是降低塑性粘度s。
对于假塑性体：根据ф600 /ф300=1022n/511n =2n，得到动塑比与流型指数的关系：
τ0 /s=0.5（ф300-s）/（ф600 -ф300）=（1-2n-1）/(2n -1)
因此， n = 0.4~0.7
对于卡森流体： τc =1.0~2.5 Pa
（3）对井壁稳定性的影响
钻井液流变性对井壁稳定的影响主要是指对井壁的冲蚀作用。Walker定义用侵蚀指数EI表示冲蚀性的强弱：
层流时： EI =τ0+12 sV/(D2-D1)+0.5τ0
EI = s [τ0 /s+12 V/(D2 -D1)+0.5τ0 /s] （3-29）
EI值越大，冲蚀性越强。由（3-29）式可见钻井液流变参数对其有着重要影响。
（4）影响岩屑和加重物质的悬浮
在牛顿流体中的固体颗粒只要其密度大于流体密度，就必然会以一定速度下沉。但是，岩屑颗粒在钻井液中的情况却不同。由于静切力和动切力的存在，即使颗粒密度大于钻井液密度，颗粒也可能不会发生沉降。只有当颗粒与流体满足一定条件时，颗粒才会下沉。因此，颗粒除了自然沉降外，还具有一种切应力悬浮状态。
1）流体静止状态下的静切应力悬浮状态
悬浮球形岩屑或加重材料所需静切力为：
τs（Pa）= 5ds(s-m)/3 （3-30）
τs（dyn/cm2）= ds(s-m)/6浆
式中，s——岩屑密度，g/cm3；
m——钻井液密度，g/cm3；
ds——球形岩屑颗粒直径，cm。
如果岩屑颗粒不呈球形，可根据体积相等的关系计算岩屑的当量直径予以修正：
式中的V为不规则颗粒体积，cm。
根据（3-30）式可以计算静止状态下，悬浮岩屑颗粒所需要的静切应力。）/
2）流体运动状态下的动切应力悬浮
岩屑颗粒在钻井液中的沉降速度为：
Vs =ds[0.0702gds(s -f)-τ0]
若颗粒处于临界状态，有
0.0702gds(s-f)-τ0=0
即颗粒悬浮的临界条件为：
s/f =14.25τ0 /(gd s f)+1
颗粒悬浮的判别准则为：
s/f 14.25τ0 /(gds f)+1 （3-31）
（3-31）式说明钻井液动切应力的悬浮作用对于避免岩屑沉降是非常有益的。
钻井液性能与钻井工作的关系~
钻井液性能指标与钻井工作的关系，钻井液密度与钻井的关系，密度过大有以下害处:
1、损害油气层;
2、降低钻井速度;
3、过大压差造成压差卡钻;
4、易憋漏地层;
5、易引起过高的粘切;
6、多消耗钻井液材料及动力;
7、抗污染能力下降。
密度过低则容易发生井喷、井塌(尤其是负压钻井)、缩径(对塑性地层,如较纯的
粘土、盐岩层等)及携屑能力下降等。
钻井液粘度、切力与钻井的关系
1、粘度、切力过大有以下害处。
⑴流动阻力大,能量消耗多,功率低,钻速慢;
⑵净化不良(固控设备不易充分发挥效力),易引起井下复杂情况;
⑶易泥包钻头,压力波动大,易引起卡、喷、漏和井塌等事故;
⑷脱气较难,影响气测并易造成气侵。
2、粘度和切力过低也不利于钻井,如:
⑴洗井不良,井眼净化效果差;
⑵冲刷井壁加剧,引起井塌等井下事故;
⑶岩屑过细影响录井。
滤失量和泥饼质量与钻井工作的关系
钻井液滤失量过大,泥饼厚而虚,会引起一系列问题。
1、易造成地层孔隙堵塞而损害油气层,滤液大量进入油气层,会引起油气层的渗透
率等物性变化,损害油气层,降低产能。
2、泥饼在井壁堆积太厚,环空间隙变小,泵压升高。
3、易引起泥包钻头,下钻遇阻、遇卡或堵死水眼。
4、在高渗透地层易造成较厚的滤饼而引起阻卡,甚至发生压差卡钻。
5、电测不顺利,并且由于钻井液滤液进入地层较深,水侵半径增大,若超过测井仪器所测及的范围,其结果是电测解释不准确而易漏掉油气层。
6、对松软地层,易泡垮易塌地层,会形成不规则的井眼,引起井漏等。•泥饼一定要薄、致密、韧性好,能经受钻井液液流的冲刷。•固相含量与钻井的关系
钻井液中固相含量越低越好,一般控制在0.5%以下。固相含量过大,有以下危害:• 1、固相含量高,钻井液柱压力大,钻速降低。
2、固相颗粒愈细对钻速影响愈大,而且深入油层会造成永久性堵塞,油气层受损害严重。3、固相含量高、滤失量大时,泥饼必然厚,摩阻系数增大,因而易引起井下复杂情况的发生。
4、固相含量高,钻井液的流变性难以控制,且流阻大,功耗多,钻井效率低。
5、含砂量大,易造成钻头、钻具等机械设备的磨损。
6、在固相含量高时,钻井液受外界影响大且敏感(如对温度、各种污染物等的影响
变大)。
降低固相含量的方法
1、机械除砂:利用振动筛、除砂器、除泥器等设备降低固相含量。
1)、振动筛
振动筛是对钻井液进行固相控制的第一级设备,又是唯一能适用于加重钻井液的常
规分离设备。因此,它是固控的关键设备,担负着清除大量钻屑的任务,同时为下
一级固控设备的使用创造必要的条件,如果振动筛发生故障,其下一级设备就会超载,严重影响净化效果。所以,要根据钻井条件,选好、用好振动筛•
离心机主要用在加重钻井液中回收重晶石和清除细小固相及胶体,在非加重钻井液中清除钻屑,也可用离心机对旋流器排出的底流进行第二次分离,回收液相,排除钻屑。•
离心机的处理量和分离粒度与其转速和容量有关。
化学除砂:加入化学絮凝剂,将细小的砂子变大而沉降。
3、降低钻井液粘度有利于降低固相含量:因此在现场维护钻井液时,对固相含量有下列要求。
⑴根据需要配备良好的净化设备,彻底清除无用固相。
⑵必须严格控制膨润土的含量,所使用钻井液的密度愈高、井愈深、温度愈高,膨润土的含量应愈低,一般应控制在30~80kg/m3。
⑶在轻钻井液中,固相含量应不超过10%(体积)或密度不大于1.15g/Cm3。⑷无用固相含量与膨润土含量的比值,应控制在2﹕1~3﹕1。
PH值与钻井工作的影响
1、PH值过高,OH-在粘土表面吸附,会促进泥页岩的水化膨胀和分散,高PH值的钻井液具有强腐蚀性,缩短了钻具及设备的使用寿命。
2、通过PH值的变化,可以预测井下情况。如盐水侵、石膏侵、水泥侵等都会引起
PH值的变化。
2.3.1 高温恶化钻井液性能
随着温度增加，钻井液的各种性能随之发生变化。一般而言，升温使钻井液造壁性能变坏，即泥饼变厚，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：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：
科学超深井钻探技术方案预研究专题成果报告（中册）
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：
科学超深井钻探技术方案预研究专题成果报告（中册）
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
科学超深井钻探技术方案预研究专题成果报告（中册）
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
科学超深井钻探技术方案预研究专题成果报告（中册）
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
科学超深井钻探技术方案预研究专题成果报告（中册）
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。
相关要点总结：
13847306250：影响钻井过程的因素有哪些
嵇辉答：总之，在钻井过程中应根据实际情况适时的调节钻进参数，只有这样才能高速有效的钻进。3.钻井液对钻井质量和速度的影响 钻井液是钻井的血液，所以钻井液的性能对钻井至关重要。影响机械钻速的主要是钻井液的粘度、钻井液的密度及钻井液中的固相含量三方面。针对现有深井液体系使用的处理剂富含铬离子等其它对...
13847306250：钻井的血液——泥浆(钻井液)
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嵇辉答：当水功率超过井底净化所需的水功率后,机械钻速仍有可能增加。 5.钻井液性能对钻速的影响 钻井液性能对钻速的影响规律比较复杂,其复杂性不仅在于表征钻井液性能的各参数对钻速都有不同程度的影响,而且几乎不可能在改变钻井液某一性能参数时不影响其他性能参数的变化。因此要单独评价钻井液的某一性能对钻速的影响...
13847306250：钻井参数有哪些
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13847306250：提高钻井速度的主要技术措施有哪些 百度文库
嵇辉答：优快钻进。选用合适的钻头，合理的钻井参数如泵压钻压水眼等，还有正确的钻具组合。泥浆的选用也很关键，优选泥浆体系和泥浆性能。我们现在二开使用螺杆加PDC的动力钻具钻进，效果很好！
13847306250：瞬时滤失量的大小对机械转速的影响
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13847306250：无固相钻井液的优缺点
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13847306250：无固相钻井液的优势?
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13847306250：当钻井液性能、钻井参数、底层岩性不变时,机械转速突然增大说明了什么...
嵇辉答：在钻井参数相同的情况下，转速增大，可能是地层疏松，或者存在孔洞，裂隙