酒东油田长2-29井钻井液高温流变性研究

薛新茹 孟文斐 徐进军 孙向涛

（1.玉门油田分公司钻采工程研究院，甘肃 酒泉 735019；2.玉门油田炼化总厂化验检测中心，甘肃 酒泉 735019）

钻井液流变性是钻井液的一项基本性能，体现了携带岩屑，保证井底和井眼清洁的能力；悬浮岩屑及加重物质的能力；有效提高机械钻速的能力；加固井壁，保证井下安全的能力等。此外，钻井液的某些流变参数还直接用于钻井环空水力学的有关计算。因此，对钻井液流变性做深入研究，对于每口油气井钻井液流变参数优化设计和有效调控钻井液工艺技术有着重要意义。

目前常用的钻井液流变性测量方法，是利用六速旋转粘度计，测量钻井液地面条件下的流变参数，外推到井下情况，不能有效反映高温高压条件下钻井液流变性能的变化。本文主要利用RS6000 流变仪，针对酒东油田长2-29 井在钻井井深4104m所使用的钻井液，开展了高温流变参数测量及流变性分析，能够准确预测实际地层状况下的钻井液流变性能，钻井调控、工程管理具有指导意义。

1 钻井液常用的流变参数及含义

钻井液的流变性通常用流变参数、流变曲线和流变方程描述。流变参数常用的有塑性粘度μp、表观粘度μa、动切力（屈服值）τ0、静切力等。

塑性粘度是塑性流体所具有的性质，它不随剪切速率而变化。塑性粘度的大小反映了在层流情况下，钻井液中网架结构的破坏与恢复处于动平衡时，悬浮的固体颗粒之间、固体颗粒与液相之间以及连续液相内部的内摩擦作用的强弱。大小与钻井液体系特征、作业温度有关。表观粘度是流体在流动过程中的总粘度，是剪切应力与剪切速率的比值，塑性流体的表观粘度具有剪切稀释性。动切力是塑性流体流变曲线中的直线段在τ轴上的截距，反映了流体形成网架结构的能力。

2 长2-29井钻井液流体模型的确定

按照流体流动时剪切速率与剪切应力之间的关系，流体可以划分为不同的模型。根据所测出的流变曲线形状的不同，分为牛顿流体和非牛顿流体，非牛顿流体又分为塑性流体、假塑性流体和膨胀流体，几种流体模型的流变曲线见图1。

图1 四种基本流体模型的曲线

用RS6000流变仪测长2-29井钻井液不同剪切速率下的剪切应力值，对应的流体模型的曲线见图2。

图2 长2-29井钻井液流体模型曲线

由图2 明显看出，长2-29 井钻井液属于塑性流体（也称带屈服值的假塑性流体）。塑性流体内部结构多为内相浓度较大，粒子间结合力较强的多相混合体系，当粒子浓度大到使粒子间相互接触的程度时，便形成粒子的三维空间网络结构，屈服值是这种结构强弱的反映。

塑性流体的流变方程为：

τ=τ0+μpγ（τ0为屈服值，Pa；μp为塑性粘度）（方程1）

或μa=μp+τ0/γ（μa为表观粘度）（方程2）

当τ＜τ0时，流体不产生流动，只发生有限的形变，当τ＞τ0时，流体才能流动，且具有剪切稀释性。

3 温度对钻井液流变参数的影响

国内研究表明，对于具体的钻井液体系，压力对流变性影响相对较小，温度是主要的影响因素，因此，我们重点考察温度对钻井液流变性的影响。

实验考察了不同温度下（40-110℃）长2-29 井钻井液的流变性，绘制了剪切应力—剪切速率关系曲线、表观粘度—剪切速率关系曲线，见图3、图4。

图3 不同温度下的钻井液剪切应力—剪切速率关系曲线

图4 不同温度下的表观粘度—剪切速率关系曲线

由图3可以看出：

（1）在测试温度范围内，相同剪切速率下，剪切应力随着温度升高而降低。

（2）温度较高时，随着剪切速率上升，剪切应力降低幅度变小。

（3）在测试温度范围内，剪切速率越高，剪切应力越大，流体模型没有发生明显变化。

由图4可以看出：

（1）在测试温度范围内，低剪切速率下，表观粘度较高。

（2）温度较高时，随着剪切速率上升，表观粘度降低幅度变小。在温度高于70℃的条件下，剪切速率大于500S-1时，表观粘度趋于稳定。在不高于110℃条件下，表观粘度最低为50mPa.s，能很好满足钻井液携带岩屑能力。

4 根据流变方程预测表观粘度方法建立及分析应用

如何通过井口钻井液的表观粘度快速预测得到井下某一深度（温度）钻井液的表观粘度,对于安全快速钻井具有重大意义，尤其是超深井钻井。

4.1 流变方程预测表观粘度方法建立

根据上述实验数据的分析，在一定的温度范围内，钻井液保持塑性流体的特点。据资料显示，当压力一定时，塑性流体的表观粘度对数与温度的倒数成较好的线性关系，即：

式（3）、（4）中的a、T0均由实验确定。

4.2 钻井液表观粘度-温度方程建立与准确度评价

根据式（3），用线性回归方法求出常数a=66.917，b=4.0447。带入式（3），得出长2-29井钻井液粘度-温度方程：

用式（5）预测长2-29井不同温度下的表观粘度（剪切速率为170S-1），并与测量值对比，不同温度表观粘度实测、预测结果误差分析。预测值和测量值吻合较好，相对误差在5.0%以内，能够基本满足钻井现场表观粘度预测准确度的要求，表明建立的预测模型可用。

5 结语

5.1 利用RS6000流变仪测试酒东油田长2-29井钻井液不同温度下的流变性能，实验结果表明：在测试温度范围内，相同剪切速率下，剪切应力随着温度升高而降低，温度较高时，随着剪切速率上升，剪切应力降低幅度变小；剪切速率越高，剪切应力越大，流体模型没有发生明显变化。

5.2 温度对钻井液表观粘度有较大的影响，低剪切速率下，表观粘度较高。温度较高时，随着剪切速率上升，表观粘度降低幅度变小。在温度高于70℃的条件下，剪切速率大于500S-1时，表观粘度趋于稳定。

5.3 所建立的长2-29井粘度-温度流变方程能够比较准确的描述钻井液在井下不同温度段的表观粘度的变化。

[1]鄢捷年钻井液工艺学石油大学出版社.

[2]王富华，王瑞和等，高密度水基钻井液高温高压流变性研究，石油学报，2010年3月.