深水水基恒流变钻井液流变特性研究

高涵， 许林， 许明标， 由福昌， 刘卫红

（1.新疆油田公司工程技术研究院，新疆克拉玛依 834000；2.浙江海洋大学，浙江舟山 316022；3.非常规油气湖北协同创新中心，武汉 430100；4.荆州嘉华科技有限公司，湖北荆州 434000）

0 引言

海底泥线低温环境（0～4 ℃）易导致钻井液增稠，极大增加了窄破裂压力窗口地层钻井作业的事故风险，是深水油气开发的重要挑战之一。减小当量循环密度（ECD）变化，增强钻井液流变的温度稳定性，是减小深水低温对钻井液性能影响的重要措施，已成为深水钻井液设计与开发的新趋势。

近十年来，研究人员报道了一类适用于深水低温作业的恒流变钻井液体系（Flat-rheology drilling fluid）。“恒流变”概念由BP公司在2003年首先提出，主要表现为钻井液在泥线附近循环时，黏度计读数φ6/φ3、动切力、凝胶强度等流变参数保持稳定[1]，早期的研究主要集中在合成基恒流变钻井液体系。Rojas[2]、Lee[3]、舒福昌[4]等开发了一系列恒流变合成基钻井液体系，并优化了基液及处理剂类型，指出具有黏温敏感性的有机土是实现钻井液恒流变的关键处理剂。Mullen[5]、鄢捷年[6]、邱正松[7]等分析了处理剂分子结构与有机土作用，总结了合成基钻井液获得低温流变稳定特性的2种基本途径。然而，合成基钻井液的现场配制不方便，且基液通常是烯烃、酯类单体及其混合物，成本较高，在一定程度上限制了应用。Leaper[8]、Dye[9]等比较了恒流变合成基钻井液与水基钻井液处理剂及性能，建议开发高性能水基钻井液代替合成基钻井液体系。许明标[10]等近来报道了一种新型恒流变水基钻井液，并指出具有体型结构的流型调节剂是实现水基钻井液恒流变特性的关键。

水基恒流变钻井液作为一种适用于深水作业的新型工作流体， 目前关于该体系流变特性的报道较少。结合前期研究结果[11-12]， 以交联体型聚合物为流型调节剂制备了恒流变水基钻井液，检测了温度、压力对钻井液流变参数的影响， 评估了经验流变模型的适用性， 引入温度与压力因子建立了适用于该钻井液的动力学流变模型。本文旨在恒流变水基钻井液的流变行为， 揭示温度稳定性本质， 为新型高性能深水井筒工作液的开发提供技术及理论基础。

1 实验部分

1.1 实验材料及仪器

处理剂类别：膨润土、流型调节剂、抑制剂、降滤失剂、润滑剂、碱度调节剂、增黏剂、加重剂等。

实验仪器：高速搅拌器（青岛海通达专用仪器厂）、高温滚子炉（青岛海通达专用仪器厂）、Fann IX77高温高压流变仪（美国Fann公司）、CM 120透射电子显微镜（荷兰Philips公司）。

1.2 研究方法

1.2.1 恒流变水基钻井液配制

配方：海水+3%膨润土+4%流型调节调节剂+5%抑制剂KCl+2%降滤失剂DFD+2%润滑剂JLX+0.25%碱度调节剂（0.15%Na2CO3+0.1%NaOH），密度为1.08 g/mL，采用重晶石加重。恒流变水基钻井液配方与海洋油气田开发常用Plus/KCl体系的主要处理剂类型基本一致（见表1附注），区别在于前者采用了一种新型流型调节剂。该处理剂通过反相微乳液聚合方法合成，具有亚微米三维体型结构，能够降低水基钻井液体系温度敏感性，是实现钻井液恒流变特性的关键处理剂。

配制：在搅拌条件下，将碱度调节剂、流型调节剂、抑制剂、降滤失剂、润滑剂依次加入膨润土浆，加入每种处理剂保持搅拌10 min。将配制好的恒流变水基钻井液在130 ℃、16 h热滚条件下老化后进行性能测试。

1.2.2 恒流变水基钻井液流变性测试

采用Fann IX77高温高压流变仪，分别测试钻井液在 0.1、6.9、13.8、20.7、27.6、34.5 MPa下 4、10、30、65 ℃的流变读数、初切和终切值，并按照宾汉塑性流变模型计算表观黏度、塑性黏度和动切力。

1.2.3 恒流变水基钻井液的流变模型构建

经验流变模型f（γ）：在设定温度压力范围内，对不同温度压力组合下的黏度计读数与速率分别拟合成宾汉塑性、幂律、卡森双参数流变模型以及赫-巴、罗-斯三参数流变模型，对建立的流变模型采用最小二乘法或回归分析法进行评估优选。

动力学流变模型f（T, P, γ）：以优选的经验方程f（γ）为初始模型，采用T/P因子修正法引入T和P因子修正流变学关系式。根据美国石油学会（API）推荐方程[13]以及Houwen等[14]修正的Arrhenius表达式，给出经验方程f（γ）的特征系数关系式如下：

式中，A、B、C分别为压力系数、温度系数及指前因子，均无量纲。采用STATISTIC软件开展多元非线性拟合，建立一定剪切速率下不同系数与T、P的特征系数方程fi（T, P），将获得的fi（T, P）代入经验方程f（γ），得到最终动力学流变模型f（T, P, γ），进一步对建立流变模型开展误差分析。

1.2.4 流型调节剂TEM测试

流型调节剂经去离子水稀释至2 mg/mL，室温超声分散5 min，根据测试要求制样，采用TEM检测流型调节剂粒径及分子形貌。

2 结果及讨论

2.1 恒流变水基钻井液流变参数

表1列出了设计的恒流变水基钻井液的流变参数。由表1可以发现， 在压力一定条件下， 当温度从4 ℃上升到65 ℃， 流变参数均减小， 且减小趋势从φ600到φ3逐渐降低。当压力降低， 上述黏度计读数随温度升高而下降的趋势减缓。例如，在34.5和0.1 MPa下， 温度从4 ℃上升到65 ℃时，φ600～φ3读数变化平均值分别为7.3±3.5与3.2±2.2。这是由于升温造成钻井液体系内分子热运动加剧，破坏体系内颗粒间的引力-斥力平衡，导致钻井液体系分散性增强，宏观上表现为钻井液剪切应力下降，黏度计读数减小。

当温度一定时，压力从0.1 MPa上升到34.5 MPa， 黏度计读数变大，增大趋势随着温度升高而下降。如在4 ℃与65 ℃下，当压力从0.1 MPa上升到34.5 MPa，φ600～φ3读数变化平均值分别为4.7±1.7与1.2±1.2。钻井液连续相的压缩性是造成这种流变行为的主要原因。高压导致恒流变水基钻井液体积收缩，使剪切应力增强。显然，高压对钻井液流变的影响与高温作用相反，高温降黏与高压增稠，二者对流变的影响可以相互抵消，所以黏度计读数的增大趋势在高温下减缓。

表1 恒流变水基钻井液在考察不同温度、压力下的流变参数

表1中也给出了传统Plus/KCl钻井液在0.1 MPa下4～65 ℃范围内的流变参数。随着温度升高到65 ℃，Plus/KCl钻井液黏度计读数急剧减小，φ600～φ3读数变化平均值达到35±18，黏度计参数φ6/φ3及YP数值变化分别为69%、75%和63%，远高于相同条件下恒流变水基体系的变化值10%、11%和7%，说明传统Plus/KCl钻井液流变性能的温度敏感性强，不具有恒流变特性。

上述结果为水基钻井液流变参数随温度、 压力变化的基本关系， 下面进一步分析恒流变关键参数（黏度计读数φ6/φ3、PV、YP）的变化规律， 描述水基钻井液的恒流变特性。

Plus/KCl钻井液配方为：海水+3%膨润土+0.15%Na2CO3+0.1%NaOH+0.5%包 被 剂Plus+0.3%降滤失剂PAC-LV+2%降滤失剂DFD+0.2%增黏剂XC+8%抑制剂KCl+3%润滑剂JLX，密度1.09 g/mL，采用重晶石加重。

2.2 温度与压力对关键流变参数的影响

φ6、φ3、PV与YP是反映钻井液恒流变特性的关键参数， 此处给出了设计钻井液体系在0.1、6.9、 13.8、 20.7、27.6、34.5 MPa 下 φ6、φ3、 PV 与YP值在4～65 ℃内的变化趋势。在设计压力范围内，恒流变水基钻井液φ6、 φ3、 PV与YP值在4～65℃内的变化幅度较小。如在34.5 MPa时，φ6、φ3、PV与YP等关键流变参数在4～65 ℃的变化值分别为3、 3、 2 mPa·s和5 Pa；在0.1 MPa时，上述参数随温度的变化值分别为1、 1、 3 mPa·s和1 Pa，几乎保持不变。然而对Plus/KCl钻井液体系，在0.1 MPa条件下关键流变参数在4～65 ℃的变化值分别为 9、 9、 20 mPa·s 和 15 Pa，变化趋势远大于恒流变体系，说明Plus/KCl钻井液流变参数受温度影响较大。

进一步分析低剪切读数可以发现，黏度计读数φ6/φ3在降温过程中先减小后增大，这与恒流变合成基钻井液流变参数的“U”型变化一致[1]，反映了恒流变体系特有的结构-温度补偿效应。在恒流变合成基钻井液中，低浓度有机土与二维链状聚合物流型调节剂作用，在低温下黏度以有机土的空间搭接为主导，而高温则表现为聚合物分子链扩展，二者在协同维持钻井液黏度稳定过程中，存在一个温度过渡段。与恒流变合成基钻井液不同，恒流变水基钻井液的关键处理剂是一种具有三维体型结构的亚微米级聚合物粒子，不能依靠分子主链的空间形变来调节体系黏度，所以其恒流变机理也应该区别于合成基钻井液的恒流变机理。

2.3 经验流变模型比较

在4～65 ℃、0.1～34.5 MPa范围内，将温度-压力组合对应的黏度计读数与速率分别拟合成宾汉塑性、幂律、卡森、赫-巴、罗-斯五种经验流变模型，拟合结果见图1和图2。

宾汉塑性、 幂律、 卡森、 赫-巴、 罗-斯模型的回归系数平均值分别为96.19±0.40、96.69±1.18、98.45±0.61、 98.71±0.62、 98.80±0.60， 对应相关性系数排序为：宾汉塑性≈幂律＜卡森≈赫-巴≈罗-斯模型。双参数宾汉塑性与幂律模型回归系数较小，说明这两种模型预测值与实际值相差较大；双参数卡森模型回归系数值趋近1，大于宾汉塑性与幂律模型，与三参数赫-巴、罗-斯模型参数数值相当。卡森模型预测精度高，使用简洁，且参数物理意义明确，推荐作为恒流变水基钻井液的流变方程。这与恒流变合成基钻井液体系不同，早期研究结果显示，宾汉塑性模型更适用于恒流变合成基体系[15-16]。

图1 恒流变水基钻井液拟合流变模型的多元回归系数比较

图2 恒流变水基钻井液拟合流变模型的多元回归系数比较

从图1和图2中也可以发现，在压力一定时，随着温度的升高，多元回归系数值均呈现减小趋势，预测精确性降低，说明升温对恒流变钻井液影响较大，流变行为变化更为复杂，这个结论与表1一致。

2.4 动力学流变模型分析

以卡森方程作为动力学流变模型的初始表达式，动切力和卡森系数k分别替换为对应的特征系数表达式（见方程1），则T/P因子修正的卡森模型可改写为：

式中，fτ（T, P）及fk（T, P）分别为动切力系数函数与卡森系数函数。

表2给出了在4～65 ℃、0.1～34.5 MPa范围内，恒流变水基钻井液的卡森方程拟合结果。

表2 恒流变水基钻井液在4～65 ℃、0.1～34.5 MPa范围内卡森方程拟合结果

采用多元非线性回归方法将一定剪切速率下的动切力和k值分别拟合成T、P变量的特征系数表达式 ：

将式（3）和式（4）代入修正卡森模型（2）中，建立恒流变水基钻井液的动力学流变方程：

在方程5中， 温度系数分别为0.336和0.349，比压力系数大一个数量级， 说明T对剪切应力的影响更突出。模型计算值与实际值间的绝对误差较小，在 φ600～φ3范围内依次为 -0.27～6.01、-9.58～-0.39、 -1.25～5.18、 -1.76～4.50、 -1.02～1.40以及-1.07～1.24。此外， 模型相对偏差在φ600～φ3范围内分别为0.0 3%～9.33%、 0.88%～17.10%、0.23%～17.29%、0.03%～22.47%、0.38～13.84%和0.12%～11.17%，偏差平均值为7.19%±4.07%，满足现场应用要求。显然，T、P因子修正卡森模型f（T, P, γ）具有预测偏差小、预测精度高的特点，可以作为恒流变水基钻井液的动力学流变方程。

图3为变量T、P及γ与以相对偏差为母体数据的箱形图，统计偏差数据的位置及分散度能够直观评估所建立流变模型的精确性。

图3 温度、压力及剪切速率对应动力学流变模型相对偏差数据的箱形图

由图3可以看出，在16组箱形图中，无异常值存在，且每组箱形图中相对偏差值低于20%的百分位数高达90%，说明相对偏差数据的全距小、分布合理，建立的动力学流变方程具有较高预测精度。箱形图的中位数几乎都位于平均数位置附近，说明相对偏差数据的分散较均匀，尤其是基于P的偏差分布，说明P对流变参数预测值的影响较小。比较箱形图的上边缘数据分布，相对偏差极大值主要在65 ℃和100 r/min，说明在100 r/min、65 ℃下，动力学流变模型易出现较大预测偏差。

2.5 温度稳定性机理分析

传统钻井液用聚合物处理剂通常是二维链状结构，受温度影响大，在低温下分子热运动减缓，高分子柔性主链发生卷曲，处理剂包被能力减弱，导致上返钻井液增稠，影响流变性能。与传统钻井液相比，恒流变水基钻井液采用了一种亚微米球型聚合物作为关键处理剂来调节钻井液流变性[17-19]。

2.5.1 流型调节剂

流型调节剂是一种采用反相微乳液聚合技术合成的丙烯酰类交联聚合物。反相微乳液为聚合物反应提供了“微反应器”，使合成聚合物具有粒径均匀、形状规则等特点。图4给出了流型调节剂的分子形貌及粒径尺寸。从图中可以发现，聚合物粒径在100～300 nm范围，与水化黏土颗粒尺寸相当。聚合物粒子的核心部分比边缘暗，说明粒子中心分子链集中，交联度高，形成了刚性内核，有利于增强聚合物结构的热稳定性。此外，聚合物粒子表面分布着约10 nm突触，这种空间结构可以增加聚合物的活性，改善聚合物粒子的缔合力（氢键和范德华力），尤其增强与黏土颗粒的作用。

图4 流型调节剂聚合物TEM图

2.5.2 球型聚合物-黏土片层缔合作用

流型调节剂分子具有刚性内核，活性基团呈空间层级分布。刚性强的内核可以作为次生结构载体，维持功能基团数量，保持处理剂结构的热稳定性[20-24]。此外聚合物活性基团的空间分布可形成一种类似疏水缔合聚合物的三维可逆结构[25]，补偿邻近基团的损耗，保持与膨润土颗粒的吸附稳定性。

图5以球型聚集态结构为例，给出了体型聚合物强化钻井液流变稳定性的定性构效假设：①球型聚集态结构的刚性大、分子量高，可以显著提高聚合物自身结构的温度稳定性；②活性基团在球型聚合物表面呈高密度空间层级分布，可以通过释放内层（或临近）基团来补偿损耗的外层基团，多尺度维持有效基团数量，确保活性基团与黏土片层间的多点吸附，增强钻井液性能的温度稳定性。所以，聚合物的三维体型聚集态设计不仅可以提高结构自身的热稳定性，还能够控制与黏土片层的吸附及水化作用，最终强化钻井液性能的稳定性。

图5 三维球型聚合物与二维链状聚合物与膨润土颗粒作用

上述恒流变机理分析主要基于分子形态、结构与黏土片层间的定性构效关系，课题组拟进一步采用高分子聚集态表征技术，结合受限分子链的分子模拟方法，从分子水平定量分析球型聚合物与黏土颗粒间的相互作用，揭示水基钻井液的流变稳定性本质。

3 结论

1.在0.1～34.5 MPa范围，恒流变钻井液黏度计读数φ6/φ3、动切力、塑性黏度、静切力等流变参数随温度改变（4～65 ℃）的变化幅度小，且φ6/φ3读数随温度呈“U”型，满足恒流变参数变化。

2.在温度-压力组合条件下，拟合经验流变方程的相关性排序为：宾汉塑性≈幂律＜卡森≈赫-巴≈罗-斯模型，其中双参数卡森模型精度高且表达式简单，可以作为恒流变水基钻井液的常规流变方程 f（γ）。

3.采用常规模型T/P修正法，在卡森初始方程内引入T/P因子，建立了适用于恒流变水基钻井液的动力学流变方程f （T, P, γ），该方程预测精度较高，相对误差平均值为7.19%±4.07%。

4.分析了关键聚合物处理剂的分子形貌、空间结构及其与黏土颗粒的缔合作用，提出了基于分子形态的“结构补偿-性能控释”构效关系，揭示水基钻井液的恒流变本质。

5.阐明了水基恒流变钻井液的流变特性，并初步建立了水基钻井液的流变-温度稳定性机制。

6.将进一步利用聚合物表征技术与分子动力学模拟方法，系统研究基于体型聚合物分子形态的构效关系，为高性能深水工作液的设计与开发提供理论与技术支持。