高密度钻井液技术难度分析及对策毕业设计.docx

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高密度钻井液技术难度分析及对策毕业设计

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第一章绪论

1.1选题意义

随着石油资源的不断勘探和开发，浅层简单地质条件的油气资源不断的被开采出来，剩下的将是开采难度更大的深层资源。

同时世界范围油气资源的消耗速度也呈现出飙升的现象。

在这样的条件下，向深层钻探就成为了一个必然的趋势。

随着钻井深度的不断增加,地层压力不断升高,这就对钻井液提出了更高的要求,以往密度在1.2～1.6g/cm3的普通加重钻井液已难以满足要求，密度在1.6～2.3g/cm3的高密度钻井液正逐渐得到广泛的应用，然而高密度钻井液由于高密度的原因也带来了很多钻井技术难点，特别是高密度钻井液流变性能控制与滤失性控制等。

这些问题到目前为止一直困扰着我国乃至全世界。

高密度钻井液随加重材料的加入其表观粘度、塑性粘度呈现不规律的平台变化。

加重材料对高密度钻井液性能有较大影响,加重剂密度决定高密度钻井液固相的体积分数,从而影响其流变性;加重剂粒度影响高密度钻井液的液相粘度和沉降稳定性;加重材料表面改性及活化,改善了加重材料动力稳定性和高密度钻井液流变性能,钻井液的低剪切粘度是区分钻井液有无沉降现象的一个重要参数。

高温、高压、高盐及多压力系统环境,高密度钻井液中40%～60%固相含量导致高密度钻井液粘度、切力过高变稠,同时产生加重剂沉降问题。

高压深井施工中经常因钻井液流动困难、循环阻力大、激动压力高而发生井漏、钻井液失稳、固化、高温胶凝等复杂情况。

采用稀释剂减稠进一步恶化加重剂沉降,采用结构稳定剂提高切力,以悬浮加重剂会导致流变性变差。

经常陷入“加重-增稠-降粘-加重剂沉降-密度下降-再次加重”的恶性循环,高密度钻井液流变性与沉降稳定性控制已成为深井钻井的关键技术。

面对高密度钻井液比常规钻井液更多的技术难点，我们就要从根本上了解高密度钻井液作用机理、高密度钻井液加重材料对钻井液性能的影响、膨润土对钻井液性能的影响等，从而才能从根本上找到应对高密度钻井液技术难点的对策，为在更多地层条件下运用提供理论的支持。

1.2国内外研究现状

随着钻井深度增加,钻遇的复杂地层不断增多,对钻井液密度的要求范围越来越大,而对于不同钻井液,其组成、性能、使用工艺和维护方式等存在很大差异。

所以在我们研究本论文的高密度钻井液之前，我们需要给高密度钻井液一个定义以便能明确研究的对象。

根据密度对钻井液体系分类,可以有利于钻井液体系的选择与使用。

根据以往的经验和试验结果,对于现在所用的钻井液可以按密度分为以下几类:

低密度钻井液,密度小于1.0g/cm3；普通钻井液,密度1.0～1.2g/cm3；普通加重钻井液,密度1.2～1.6g/cm3；高密度钻井液,密度1.6～2.3g/cm3；超高密度钻井液,密度2.3～3.0g/cm3；特高密度钻井液，密度大于3.0g/cm3。

。

通常,在钻井过程中如果单纯地利用表层土层造浆,钻井液密度也可能达到1.2g/cm3,其粘度不大,体系性能也比较容易维护,技术也很成熟,所以把这种钻井液称之为普通钻井液。

当需要继续增加密度时,加入各种各样的加重剂,体系密度增加,粘度也会增加,一直到1.6g/cm3左右时出现平台。

从国内外钻井液使用的经验来看,这个密度的钻井液体系技术也比较成熟,普遍采用重晶石加重,因此称之为普通加重钻井液。

继续增加密度时,粘度出现平台,越过平台期后粘度又持续增加,一直到2.3g/cm3。

这段密度范围的钻井液体系技术要求较高,粘度比较大,容易出现问题。

而这个密度的钻井液往往用于深井钻井,所以称之为高密度钻井液。

本论文主要研究的就是密度介于1.6～2.3g/cm3的高密度钻井液。

1.2.1国内现状

随着近年来对深部地层和复杂地层的勘探开发，我国高密度水基钻井液技术也得到了长足的进步，形成了自己的理论：

1）降低配浆土量，减少钻井液中低密度固相含量，提高高密度水基钻井液流变性的可控性；2）释放自由水，增强高密度欠饱和有机盐钻井液流动性；3）使用甲酸盐（如KCOOH、CsCOOH等）、有机盐等提高液相粘度，降低加重材料用量，降低粘度效应；4）对加重剂进行活化，降低加重材料对高密度欠饱和有机盐钻井液产生的粘度效应。

伴随着这些新理论诞生了一系列的新型处理剂，最突出的就是活化加重材料、甲酸盐及有机盐。

活化重晶石、活化铁矿粉已经在现场上得到肯定并广泛应用，甲酸盐由于成本高而没有普及使用，为此有机盐无论在性能要求的应用还是自身成本上都有着极大推广价值和应用前景。

国内在高密度水基钻井液体系使用上普遍使用聚磺体系和磺化体系，这两种体系已经有了很长的使用历史，也积累了一定的经验，取得了较好的使用效果。

全国范围内对高密度欠饱和有机盐钻井液体系的探索也在进行着。

如川东地区开展了包括两性离子及阴离子高密度聚合物钻井液工艺研究，抗温（150℃内）抗盐性降失水剂、降粘剂、抑制包被剂（如CT3-4，CT3-10，CPF，CUD，LS-2，PPL等）配套处理剂研究，基本满足了聚合物钻井液钻深井的需要。

通过对高密度聚合物钻井液组分及流变参数的优选，实现了“四个提高”、“两个突破”和“一个增强”。

“四个提高”即聚合物钻井液使用井深从“七五”的3000m左右提高到“八五”的5000m以上，最深达5336m（川东梁8井）；钻井液使用密度从1.30g/cm3提高到2.30～2.40g/cm3；聚合物钻井液抗温性从120℃提高到150℃；机械钻速明显提高，实现了全井使用聚合物钻井液钻井，平均机械钻速提高了8％～30％，使用高密度聚合物钻井液在深井段的机械钻速提高了5％～20％。

“两个突破”即突破深井高温高压层段机械钻速1m/h大关和聚合物钻井液不能在高矿化度条件下使用关。

川东梁8井，全井使用聚合物钻井液，最高密度达1.75g/cm3，当Cl-达110000mg/l，Ca2+达1300mg/l时，钻井液依然保持良好性能。

“一个增强”即聚合物钻井液抑制性增强。

统计表明：

井径扩大率由25%～30%下降到18%～10%以内，而两性离子聚合物钻井液其井径扩大率比其它聚合物钻井液还低5%～20％，抑制性强的钾钙沥青质聚合物钻井液，在苟西1、天东3、大天3和梁8井的现场应用中，取得了增强井壁稳定性的良好效果，平均机械钻速提高了18%。

川东地区高密度磺化水基钻井液已取得的成果为：

1）密度可调性好，用重晶石粉配成2.52g/cm3的高密度磺化水基钻井液压井，密度2.48g/cm3的钻井液正常钻进，能满足各种情况下的井控需要；2）滤失造壁性好，高密度欠饱和有机盐钻井液高温高压滤失量、高温高压滤饼、滤饼摩阻系数三大指标易优控，防粘卡效果好，成功地钻成了一批定向井，待别是近三年来实现了钻进进尺32万米无粘卡事故的纪录；3）钻井液高温稳定性好，能抗200℃左右，钻成了川东地区最深（井深6016m）的座3井、井深5739m的轿1井等一批井深超过5000m的复杂深井；4）抗膏盐污染能力强，用配制的饱和盐水磺化钻井液对盐层取心，收获率为100％；5）造壁性好，深部乐一和阳一易塌层有良好的封堵效果，减缓了井塌程度。

此外，基本消除了深井钻井液稠化现象。

川东地区高密度欠饱和有机盐钻井液存在的技术问题表现为：

1）流变性能未实现优控，体系屈服值及静切力偏高，普遍呈强凝胶状态；2）钻井液中处理剂种类多，用量大。

这是因为此钻井液属分散体系，调整被高含量钻屑污染过的钻井液性能，需耗用大量的处理剂；另一方面，磺化体系不可避免地使用大量的FCLS、SMK及NaOH等强分散剂（平均单井耗FCLS、SMK约8—15t），从而导致钻井液中细颗粒固相增多。

此外，高温产生酸性气体，这都将严重污染钻井液。

大量的研究文献也表明，FCLS对膨润土和含伊利石、伊蒙混层的粘土矿物的地层具有强烈的分散作用，FCLS的少量加入就会使膨润土浆的细颗粒增加一倍左右，而这些大量的细颗粒又无法被固控设备清除，只能残留在钻井液中危害其性能。

同时，此类强分散剂对非膨胀性泥页岩有明显的水化分散作用，高温下这种作用更强烈；3）未能很好地解决井壁稳定问题。

这是因为体系缺乏强抑制性，而且体系中用的大量强分散剂对深部乐一和阳一铝土质泥页岩有强分散作用；4）不利于深井喷射钻井且钻速受限。

分散型高密度欠饱和有机盐钻井液中细微粒子含量高使钻速受限，导致塑性粘度、屈服值及静切力过高，使钻井液在井底形成塑性垫层从而影响钻头齿破岩。

研究了川东地区典型的聚磺高密度欠饱和有机盐钻井液体系在井深3200m时的粒度分布，结果表明，小于38.5μm的固相颗粒占总固相含量的95.5％，而目前配套的三级钻井液固控设备对于分离小于50μm的固相颗粒的能力很差。

过高的漏斗粘度、屈服值及静切力必然导致过高的压差。

计算表明，密度为1.80～2.00g/cm3的钻井液在φ215mm井眼、井深3000m、通常钻井参数：

YP为10～35Pa、PV为8～50mPa·s的井中环空压耗0.96～4.3Pa。

而要达到同样的水力分配需增加3～5MPa的泵压。

即PV、YP越低，环空压耗、循环压耗和有效当量密度越低、钻头喷嘴压降、冲击力、喷射速度就越高，越有利于钻头破岩。

因此，塑性粘度PV和动切力YP的降低有利于钻速的提高，国外已将YP的最低值限定在1.5～3Pa，最高限定在10Pa。

静切力是决定小井眼深井段内波动压力最明显的流动参数，应严格控制高密度欠饱和有机盐钻井液的弱凝胶特性，只要高密度欠饱和有机盐钻井液的10s静切力大于0.5Pa即能悬浮重晶石。

美国麦克巴钻井液公司已实现密度2.10～2.23g/cm3的钻井液10s静切力0.5～2Pa，10min静切力为2～7Pa。

综上所述，要解决好上述四个方面的问题，特别是高密度欠饱和有机盐钻井液条件下提高机械钻速的问题，要在保持磺化高密度欠饱和有机盐钻井液已有成果的基础上，还必须具有强抑制性。

聚合物不分散钻井液充分显示了其包被絮凝、防塌和剪切稀释性能好的特性。

因此，聚合物高密度欠饱和有机盐钻井液是深井钻井液类型的发展方向。

到目前为止，在国内文献上高密度欠饱和有机盐钻井液体系密度使用最高的是位于四川盆地赤水凹陷官渡构造的官3井，其使用的钻井液密度超过3.00g/cm3，使用过程中选用了活化重晶石粉配成的聚合物钻井液体系，取得了较好的现场效果：

1）钻井液流变性良好；2）钻井液沉降稳定性良好；3））钻井液的润滑性能良好；4）钻井液的钻屑容限高；5）钻井液维护处理工艺简单，易于掌握。

[1]

1.2.2国外现状

目前国外钻高压、不稳定地层主要采用密度为2.0g/cm3以上的钻井液及其它配套的工艺技术。

国外所用的钻井液基本为聚合物或油基钻井液体系,体系中的相关处理剂均具有抑制盐膏污染、抗泥岩膨胀的作用。

为了保护油气层,目前已开始向无固相钻井液体系发展,所使用的加重剂为溴盐,密度可达到2.3g/cm3以上,但成本较高。

其间,国外钻井液工作者不断实践,提出了一些针对于高密度钻井液的理论：

1）ChiligcrianGV等认为,重晶石的加重极限可以达到2.64g/cm3,超过此极限,钻井液的流变性与沉降稳定性之间的矛盾将不可调和,出现顾此失彼的困难。

2）Cafe和Rebb等人认为,在碱性环境中,重晶石表面带微弱负电。

另一方面,在碱性环境中重晶石粉表面离子处于不平衡状态,可吸附其他物质。

根据法扬斯法规则,处于碱性环境中带负电的重晶石表面能吸附高价的阳离子,如Fe、Al和Ti。

这些被吸附的金属离子的原子具有空轨道,可接受配位体,具有络合能力,可与-OH,-COOH等给电子基团产生络合吸附。

这样,重晶石的表面弱负电性会因吸附高价离子而有所加强,重晶石在钻井液中的静电斥力增大.有利于钻井液沉降稳定性的改善,也利于弥补因重晶石颗粒变粗给钻井液沉降稳定性带来的负面影响。

3）高密度钻井液中,重晶石参与了钻井液内部结构的形成。

高密度水基钻井液可能就会表现出与其他类型的钻井液不同的流变性。

4）高温下,粘土和碱之间得反应降低了钻井液的稳定性。

因此要严格控制碱金属的加量。

5）有机盐提高钻井液液相粘度,从而减少了常规惰性加重材料（如重晶石、铁矿粉等）的加量即减小了低固相含量,达到了减少了低固相对钻井液粘度的影响的目的。

据国外报道,使用甲酸钠、甲酸钾可以使盐水溶液加重到1.6g/cm3,而使用甲酸铯加重,液相密度可以达2.3g/cm3。

在新理论出现的同时,也产生了以这些理论为依据的新型体系,出现了一系列的高密度钻井液体系。

伴随着新的体系,同时也出现了一些新型处理剂：

1）甲酸盐-可溶性加重剂（降低钻井液固相含量）：

使用于高密度水基钻井液,提高液相基浆密度,减少加重剂的加量,减小固相含量对钻井液粘度的影响,减小了改善钻井液流变性的难度。

2）超低渗透处理剂：

在破碎性地层使用超低渗透处理剂,提高岩层承压能力。

3）低分子量阳离子聚合物（二甲胺对环氧氯丙烷）：

阳离子聚合物能吸附到井壁上带负电的粘土表面和岩屑上,从而抑制页岩的分散。

4）超细碳酸钙：

钻小井眼井连续取心时,使用特细碳酸钙,把固相颗粒在井壁上的沉淀减少到最低限度,从而解决了因钻杆高速旋转而导致粗颗粒加重剂在离心力的作用下被甩到钻杆壁上形成“桥塞”,最终给绳索回收岩心带来困难。

5）聚乙二醇：

被广泛用于控制出问题的页岩层。

在钻井液工程中有很多优良特性,如控制流变性、流体滤失,较低稀释率和整体性能容易维护。

6）ThermaVia（超高温钻井液材料）：

增粘剂,亦有润滑性;无机合成聚合物,耐热温度约370℃,抗温能力强,使用于井下超高温钻井使用。

这些处理剂的出现,解决了现场上的一些技术上的难题或提高了钻井液的性能指标。

但高密度钻井液技术仍然有许多地方需要提高,仍有许多难题没有解决。

如流变性问题,常常一种体系在某口井使用时表现出了良好的流变性能,但换给地方就失去了其良好的流变性性能,主要归结于体系还不很成熟;钻井液体系不简化,高密度水基钻井液由于常常是上层钻井液转化而来,钻井液中处理剂种类繁多,相互之间影响,降低了处理剂的效用,成为井下复杂事故的隐患。

[1]

1.2.3小结现阶段的问题

高密度钻井液在经过几十年的发展历程以后，在很多特殊井的钻探过程中取得了一定的成果，比较好的满足了钻井的需要。

但是在应用中同样发现了很多实际的技术难题，这些难题严重制约着高密度钻井液的进一步发展。

根据国内外现阶段高密度钻井液应用的现状，和高密度钻井液在各个油田的实际应用实例，以下总结出高密度钻井液现阶段的应用难点。

1）钻井液流动性问题变得比较突出,在谨慎而合理的维护操作下,可以保证体系具有较好的流动能力,但这种工作状态易受多种因素的影响而变坏,包括维护方案的合理性、助剂配伍的合理性、各种污染（如酸性气体、高矿化度地层水、固相等）对体系的破坏等均会造成其稳定性下降,粘度非正常升高。

2）高密度条件下（特别是密度高于2.20g/cm3）井眼环空水力环境渐趋恶化,由于体系的固相含量和液柱压力很高,导致固相粒子在井壁的沉积机会增大,要求液流具有一定的冲刷能力以抵消这种沉积效应,但由于高密度体系的循环惯性大,排量难以提高,操作难度很大。

3）高密度体系较难选择合理的稀释剂。

通常情况下,稀释剂的稀释效果会随着钻井液体系固相含量的升高而降低,由于高密度体系固相体积分数一般均高于30%,常规稀释剂可能根本无效,必须使用专门的高效稀释剂。

4）对润滑剂性能要求很高,助剂市场上绝大多数润滑剂无法满足高密度体系要求。

在高密度条件下,为了降低流动阻力,通常需要向体系中添加一定数量的润滑材料,这固然能够减小固相之间的摩擦效应,但同时也增加了相界面阻力（相界面由原来的水—固两相增加为水—固—油三相）,如果润滑剂使用不当,不但无法改善流动性,而且会由于相界面阻力的增大使体系流动性急剧变差。

因此选择适合于高密度体系的理想润滑材料并不是想象的那样容易,必须要在周密考虑各种相关影响因素的情况下进行细致的评价优选,即便是确定了润滑剂种类,投入现场使用后也须时刻谨慎,因为高密度体系中许多不明原因的流动性变差现象有不少是由于润滑剂的使用不当引起。

5）高密度条件下固控设备的使用受到了很大的限制。

在高密度情况下,为了尽可能减少加重剂的损失,保持体系密度稳定,现场通常的做法是停止离心机,只使用振动筛和除砂器,而相当一部分情况则是振动筛以下的各级固控设备完全停止,这样虽然可以保证加重剂的损耗降至最低,但同时进入体系中的那些较细的钻屑也无法得到有效清除。

尽管从理论上讲如果现场配备1台可变速的中速离心机（2000～4000r/min）和1台高速离心机（大于6000r/min）即可具备加重剂回收能力,但实际操作起来尚有许多问题需要解决。

姑且不论现场循环系统的配置是否适合于进行这种作业,单是离心机系统在使用过程中所需要配合进行的固相组分分析和相关的技术评价数据,以目前的现场管理方式和人员素质就无法满足要求。

6）高密度体系理想固容量的确定比较困难。

高密度钻井液体系随着密度的增加，其中的固相含量也随之成正比例增加。

而且随着钻井液的循环，钻井液中细小的钻屑混入钻井液中，由于现在的钻井液固相设备对高密度钻井液加重材料的清除效率比较低，那么就伴随钻屑的不完全清除。

这样就会导致固相含量在一个较高的水平，这种情况所带来的最直接威胁显然是钻井液流动性变差,并且无法以比较合理的成本进行稀释或置换。

然而确定高密度条件下固相含量随密度的合理变化是一件比较困难的事,必须要综合考虑加重剂种类、固控设备使用情况、离心机使用的经济性评价以及现场维护处理水平等各种因素,难以进行简单的量化。

在高密度钻井液的这些技术难点中，钻井液流变性控制、滤失性控制、固相含量确定等是比较突出的问题，也是现阶段急切需要解决的问题。

这些问题的解决将使高密度钻井液技术的应用提高到一个新的层次。

[2]

1.3研究内容

论文从研究高密度钻井液各种机理出发，探讨高密度钻井液在钻井过程中可能遇到的问题和难点，探讨合理解决问题的办法。

主要研究内容如下：

1）高密度钻井液流变性作用机理

2）高密度钻井液滤失性作用机理

3）高密度钻井液加重材料的选择

4）高密度钻井液膨润土含量的确定

5）钻井液高温高压条件下的稳定性

6）高密度钻井液滤失量的控制

7）高密度钻井液流变性的条款

1.4研究思路

1.4.1方法

通过研究国内外有关高密度钻井液文献、高密度钻井液在各油田的实际应用、高密度钻井液应用中遇到的问题，分析高密度钻井液作用机理，发现高密度钻井液应用中的难点和适用地质条件，辅助以实验和理论基础，得出可行的解决高密度钻井液技术难点的处理措施。

1.4.2技术路线

由于高密度钻井液体系的主要矛盾在于体系固相含量太高，加上低密度固相粒子分散性太强，势必导致体系钻屑容量很低，一旦遇到外来物的侵污，固相粒子极易形成絮凝结构，造成体系粘切增高，被迫冲放钻井液以降低粘切。

因此，这种体系中低密度固相的含量和分散持性是应该控制的关键因素。

分析表明，可以从几方面着手增强高密度水基钻井液体系流变性的稳定性：

①增强并持续保持体系的抑制性，降低钻井液内部和外来固相颗粒的分散性→降低ηs；②大幅度降低钻井液中的低密度膨润土含量→降低ηG和η；③大幅度降低钻井液中的总固相含量→降低ηs和ηG。

以上几种方法的结合→降低ηG和ηs。

技术思路如下图1-1

图1-1技术思路

第二章高密度钻井液流变性机理研究

钻井液流变性是指在外力作用下，钻井液发生流动和变形的特性，其中流动性是主要的方面。

该特性通常是用钻井液的流变曲线和塑性粘度、动切力、表观粘度等流变参数来进行描述的。

钻井液流变性是钻井液的一项基本性能，它在解决下列问题时起着十分重要的作用：

（1）携带岩屑，保证井底和井眼清洁；

（2）悬浮岩屑和重晶石；（3）提高机械钻速；（4）保证井眼规则和保证井下安全。

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。

2.1高密度钻井液作用机理

在深井钻井中，高密度（ρ＞2.08g/cm3）水基钻井液流变性的稳定性一直是钻井液技术中重点攻关的难题之一。

它包含了两层意思：

一是难以优化配制成具有良好流变性能的高密度水基钻井液体系；二是难以维持钻进过程中高密度水基钻井液流变性能的稳定。

实践表明，维护一种高密度水基钻井液流变性能的稳定比配成这种钻井液体系更加困难。

由于室内配制的影响因素与现场维护的影响和控制因素不完全相同，因此，分析研究各种因素对高密度水基钻井液流变性稳定性的影响，找出影响规律，对于深井钻井特别是提高深井钻井成功率具有十分重要的意义。

（1）高密度水基钻井液及其性能特点：

众所周知，高密度水基钻井液体系属于较稠的胶体悬浮体系，本身具有固相含量大、固相颗粒的分散程度高、钻井液体系中自由水量少、钻屑的侵入、积累不易清除四方面特点。

反映其胶体悬浮体流变性特征的总粘度可用Einstein经典悬浮液粘度公式和Hiemenz溶剂化理论公式联合表示出来。

对于稀溶液和稠溶液，Einstein粘度公式可分别写作：

ηx=η0（1+kΦ）（2-1）

ηc=η0（1+k1Φ+k2Φ2+…+knΦn）（2-2）

设悬浮分散体系中同相颗粒为球形粒子，引入Hiemenz溶剂化理论后，以上两式变为：

对于稀溶液

ηx=η0（1+k1Φ+khSΦ）（2-3）

对于稠溶液

ηc=η0（1+k1（1+Hs）Φ+k2（1+hS）Φ2+…+kn（1+hS）nΦn）（2-4）

以上公式中，ηx为稀溶液粘度；ηc为稠溶液粘度；η0为纯溶液粘度；k、k1、k2均为常数；Φ为固相百分数；S为固相比表面；h为颗粒溶剂化膜厚度。

由（2-3）、（2-4）公式知，无论稀溶液或稠溶液，悬浮分散体系的粘度由三大部分组成：

纯溶液粘度、总固相带来的粘度、固相粒子分散带来的粘度。

如果令宾汉流变模型中的塑性粘度等于（2-3）、（2-4）二式的粘度，则钻井液悬浮体系的总粘度可以写作：

低固相

η=ηx|ηG=η0（1+k1Φ+khSΦ）+ηG（2-5）

高固相时，取悬浮体系粘度公式的前三项：

η=ηx+ηG=η0{1+k1（1+hS）Φ+k2（1+hS）2Φ2}+ηG（2-6）

这样，就比较清楚地表示出钻井液体系粘度的胶体化学性质，它是由钻开液体系液相粘度、总固相产生的粘度、固相粒子分散带来的粘度及固相粒子间相互作用产生的粘度四部分构成。

显然，各部分粘度参数在不同程度上对总粘度值产生影响，但是，后面三项对粘度的影响程度远远大于液相粘度部分。

根据该公式还可以看到，随着钻井液体系固相的变化，影响其粘度的因素有所不同。

1）对于有低密度粘土固相和高密度加重材料的钻井液完井液，粘度主要由液相粘度、低密度活性粘土相产生的粘度和高密度加重材料产生的粘度三部分构成。

2）对于无固相钻井液完井液，粘度主要由液相粘度构成。

3）对于无粘土加重钻井液完井液，粘度主要由液相粘度和非结构加重材料固相粘度构成，其中，加重材料固相部分对粘度的影响大于液相。

因此，在总加重材料含量相同情况下，加重材料的分散程度对粘度的影响因子权重加大，这就要求加重材料粒度较大；反之，在加重材料的分散程度（粒度、级配）相同的情况下，总加重材料含量越低，体系的粘度越小，这就要求加重材料的自身密度要大，用量少。

总结起来说，希望由纯加重材料与液相构成的钻井液体系，符合粘度较低原则是：

加重材料的密度应该高，粒度应该稍大，级配合理、总用量少。

（2）高密度水基钻井液流变性稳定性维护困难原因：

钻井液体系流变性稳定性的概念是指该体系在钻进中能够较大程度地经受环境条件（温度、压力）和外来物质（钻屑、化学物）的影响，其宏观流变性能不发生明显改变的特性。

由于高密度水基钻井液自身的特点并且不可避免的要受到外来物质的侵污，维护其流变性的稳定性比维护普通低密度钻井液流变性的稳定性困难得多，主要有几方面原因：

①高固相含量带来的粘度高；②高固相粒子分散带来的粘