2.3.1 高溫惡化鉆井液性能
隨著溫度增加，鉆井液的各種性能隨之發生變化。壹般而言，升溫使鉆井液造壁性能變壞，即泥餅變厚，滲透性變大，濾失量增高。而這種變化趨勢與API濾失量的大小無直接的必然聯系，即API濾失量小的鉆井液在高溫高壓條件下的濾失量不壹定就小。這說明，高溫下具有不同的作用機理。
高溫對鉆井液的流變性的影響比較復雜，其影響情況可從黏度與溫度的關系曲線詳加研究。常見的此種黏度-溫度曲線有以下幾種典型形式（圖2.2）。
其中曲線①表示了抗溫能力較強的黏土含量較低的分散鉆井液。這類鉆井液流變性的構成中，非結構黏度所占的比重大於結構黏度，如由高分子處理劑提高鉆井液塑性黏度的體系。而聚結性強，黏土含量高的鉆井液，壹般有可能表現為曲線③，此種鉆井液的結構很強（包括“卡片房子結構”和聚合物——黏土粒子的空間網架結構），大大超過塑性黏度對於黏度的貢獻。
圖2.2 水基鉆井液常見的幾種黏溫曲線
而各類水基鉆井液在較寬的溫度範圍內（常溫壹高溫）普遍表現出曲線②的變化規律，只是不同鉆井液體系表現不同的塑性黏度（η有效）和溫度（tB）極小數值而已。
若tB大於鉆井液的使用溫度則成為曲線①類型，若tB低於室溫，則體系的黏-溫曲線表現為曲線③。可以說曲線③是各類水基鉆井液的普遍規律，而曲線①、②是其兩種特例。研究表明，這種因溫度而變化的性質有可能是可逆的。因此，它能較好地反映鉆井液使用中從井口→井底→井口的循環過程中鉆井液性能的實際變化情況。它是鉆井液體系能否滿足深井井段工程和地質要求的關鍵問題。顯然這種高溫變化的特性可造成井底高溫與井口低溫下鉆井液性能的極大的差異，故絕不能用常規儀器測出的鉆井液井口性能來衡量井下鉆井液在高溫下的實際性能。它只能用模擬井下實際高溫高壓條件的儀器來測定，並以此作為設計和維護深井鉆井液性能參數及判斷井下情況決定工程措施的依據。
2.3.2 高溫降低鉆井液的熱穩定性
高溫使鉆井液中各組分本身及各組分之間在低溫下本來不易發生的變化、不劇烈反應、不顯著的影響都變得激化了，同時也使長段裸眼鉆進不可避免的地層汙染（鹽、鈣、鉆屑、酸性氣體等）加劇。所有這些作用的結果必然嚴重地改變、損害以致完全破壞鉆井液原有性能，而這種影響是不可逆的永久性變化。它表明了鉆井液體系受高溫作用後的穩定能力（或鉆井液抵抗高溫破壞的能力），特稱為鉆井液體系的熱穩定性。壹般用鉆井液經高溫作用前後性能（同壹條件測定）的變化來實際反映鉆井液在使用過程中的井口性能的變化（有時甚至就是進、出口性能的變化）。
2.3.2.1 高溫對鉆井液流變性熱穩定性的影響
（1）高溫增稠
鉆井液經高溫作用後視黏度、塑性黏度、動切力及靜切力上升的現象，屬不可逆的變化。若鉆井液經高溫作用後喪失流動性則稱為鉆井液高溫膠凝。顯然可以把它看作是壹種嚴重的高溫增稠現象。高溫增稠是深井鉆井液最常見的現象。在使用中表現為鉆井液黏、切力不斷上升，特別在起下鉆作業過程中鉆井液經過長時間高溫老化後升幅更大。因此，造成鉆井液性能不穩定，處理頻繁。常常給深井鉆井液（特別是重鉆井液）的使用帶來麻煩，而且對於高溫增稠嚴重的鉆井液，使用稀釋劑壹般不能有效，甚至反而更加嚴重，這是壹個突出的特點。
凡鉆井液中黏土含量高、分散性強的鉆井液則常表現出這種現象。
（2）高溫減稠
鉆井液經高溫作用後，動、靜切力下降的現象稱為高溫減稠。主要表現為動靜切力下降。在劣土、低土量、高礦化度鹽水鉆井液中經常觀察到這類現象，它不是由於鉆井液組分變化而純系高溫引起的變化。在實際使用中它表現為鉆井液井口黏、切逐漸緩慢下降。而這種下降用常規的增稠劑也難以提高。由於嚴重的高溫減稠可導致加重鉆井液重晶石沈澱，因此，在使用中也應充分註意。壹般可采用表面活性劑或適當增加鉆井液中黏土含量的辦法加以解決。
（3）高溫固化
鉆井液經高溫作用後成型且具有壹定強度的現象稱為高溫固化。凡發生高溫固化的鉆井液不僅完全喪失流動性而且失水猛增。此種情況多數發生在黏土含量多、Ca2+濃度大，pH高的鉆井液中。
實踐證明，該鉆井液經高溫作用後，常表現出四種不同的現象，即高溫增稠、膠凝、固化及減稠。這些現象不僅發生在不同的鉆井液體系中，而且同壹鉆井液體系不同條件下，都有可能出現。這充分說明了高溫對鉆井液影響的復雜性。
2.3.2.2 高溫對鉆井液造壁性熱穩定性的影響
鉆井液經高溫作用後，失水增加，泥餅增厚是常見的現象。其增加程度視鉆井液體系不同而異。但有的鉆井液體系，如SMC-SMP鹽水鉆井液體系卻表現出相反的結果即高溫作用後鉆井液濾失量降低，泥餅質量變好。前者表現為井口溫度下的濾失或HIHP濾失增加，井愈深，溫度愈高，增加愈多。後者則鉆井液愈用性能愈好，且表現出井愈深、溫度愈高，使用時間愈長，效果愈好的趨勢，即呈現出高溫改善鉆井液性能的趨向，見表2.3。
表2.3 高溫對鉆井液造壁性的影響
2.3.3 高溫降低鉆井液的pH值
實踐證明，鉆井液經高溫作用後pH值下降，其下降程度視鉆井液體系不同而異。鉆井液礦化度愈高，其下降程度愈大，經高溫作用後的飽和鹽水鉆井液pH值壹般下降到 7～8。這種pH下降必然會使鉆井液性能惡化，影響鉆井液的熱穩定性，使用中鉆井液體系這種經高溫後pH值下降的趨勢，壹般不能用加燒堿的辦法來解決，加堿愈多，pH值下降愈厲害，鉆井液性能愈不穩定。壹般采用表面活性劑則可抑制體系pH值的下降或采用較低pH的鉆井液體系。
2.3.4 高溫高壓對泥漿密度與分散性的影響
隨著井深的增加，地層的溫度和壓力也會不斷地增加，鉆井液的性能會顯著變化。其中，密度是發生變化的重要參數之壹。而井眼內鉆井液密度是進行各種鉆井施工和設計的必要的基礎數據，高溫高壓環境下的超深井鉆井液密度不再是壹個常數，而是隨溫度和壓力的變化而變化。鉆井液的高溫高壓密度特性直接關系到井眼內靜液柱壓力分布和循環壓耗大小的準確計算。為了更加準確的預測鉆井液在高溫高壓下的真實密度，高溫高壓水基鉆井液的p-ρ-T特性研究具有重要的現實意義。
隨著國內油氣田勘探開發的不斷深入，深井、超深井鉆井數量持續增加，深井、超深井地層復雜，井下溫度和壓力高，鉆井液密度易發生變化可能導致壹些井下復雜情況發生。從這個角度上講，對於深井、超深井而言，研究高溫高壓情況下的鉆井液密度特性具有十分重要的意義。
2.3.4.1 高溫高壓條件下鉆井液中固相的體積變化
根據美國石油協會（API）的規定，按照固相顆粒粒徑的大小可將鉆井液中的固相分為黏土（API膠質）、泥和砂（API砂）三大類。其來源主要是黏土粉中的無用成分、巖屑、加重材料（如重金石）等。高溫高壓下鉆井液的密度發生變化可能受到這些固相體積受熱膨脹、高壓縮小的影響。
（1）高溫高壓下鉆井液中黏土顆粒的體積變化
有研究表明，鉆井液中的黏土成分在高溫高壓條件下，其特性會發生較大變化。根據前面（2.1.1部分）的說明，黏土水化分散性增強，ζ電勢升高，顆粒周圍形成較常溫下更厚的水化膜，即發生高溫分散現象。當鉆井液中的黏土含量超過壹定上限值時，鉆井液在高溫下發生高溫凝膠現象：黏土迅速增大甚至凝聚成團。此時，與黏土顆粒的高溫分散作用相比其自身的體積變化可以不予考慮。
目前尚無找到直接與鉆井液中黏土顆粒體積變化對鉆井液密度影響相關的研究，推測黏土顆粒本身的體積變化應當與無用固相相似。
（2）高溫高壓下鉆井液中有害固相的體積變化
鉆井液中的巖屑、黏土粉中的高嶺石、伊利石等不能造漿的成分在鉆井液中占有壹定的比例。在普通不含加重劑的鉆井液中比重更大。巖屑被鉆頭研磨或切削掉後，受力狀態發生變化，體積相應變化；之後被鉆井液攜帶不斷上浮至井口排除。這期間巖屑體積不斷變化，影響處於井筒環空部分的鉆井液的密度（圖2.3）。
圖2.3 井下巖屑應力狀態分析
已有的理論推導和計算表明，在10000m深孔條件下，取高溫300℃、高壓260MPa，計算出鉆井液中的有害固相變形在0.25%～0.45%之間（圖2.4）。
圖2.4 溫度及壓力引起的巖屑體積變形
根據上圖可知，線A的寬度由下到上在27～49之間，線B的寬度在30～46之間。
估取總體巖屑變形為40，即0.4%。假設上返鉆井液中固相體積含量為5%，則由於固相成分體積發生變化引起的鉆井液體積變化量為：
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鉆井液密度變化量為：
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如果鉆進10000米超深井所用鉆井液密度為1.76g/cm3，由於固相體積變化引起的鉆井液變化量為0.0007g/cm3，這種影響是很小的。
2.3.4.2 高溫高壓下鉆井液中液相的體積變化
高溫高壓對鉆井液密度的影響主要是受到鉆井液中液相成分高溫高壓條件下體積變化的影響，而且從已有的前輩的研究結果說明，液相對鉆井液密度的影響要遠大於固相的影響。這是可能是因為兩個方面的原因：其壹是液相組分在鉆井液中占據了相當主要的部分，液相的微小變化累加起來結果可能會被放大；其二液相分子間作用力小，受溫度影響後比固相分子更易發生變化。
根據同濟大學祁德慶等編寫的《工程流體力學》壹書的描述：實驗指出，在壹個大氣壓下，溫度較低時（10～20℃），每增1℃，水的體積改變1.5×10-4。溫度較高時改變量約為T×10-4。
由此可大致推導出，當鉆井液溫度升高至300℃時，流體的體積變化量約為：
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是其原體積的0.0017倍。
鉆井液密度變化比率為：
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假設超深井鉆井液密度為1.76g/cm3，則單由於水基鉆井液中水介質高溫體積變化所引起的鉆井液密度變化量為：0.003g/cm3。由此可看出液相體積變化對鉆井液密度的影響要比鉆井液中固相含量的影響大壹個數量級。
2.3.4.3 高溫高壓對鉆井液密度的影響
密度特性主要決定於體積的變化，而體積受溫度和壓力的影響。溫度的影響表現為膨脹性，壓力的影響表現為壓縮性。高溫高壓密度測試主要測量鉆井液在不同溫度、壓力組合狀態下的體積相對常溫（室溫）、常壓下體積的變化量，試液體積變化量由吸入或排出多少來計量，然後用稱重法得到。已知常溫常壓下的試液密度和體積時，根據質量守恒原理計算出每種溫度和壓力組合狀態下的試液密度，即
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式中：ρ（p，T）為壓力p和溫度T下的試液密度，g/cm3；ρ0為鉆井液初始密度，g/cm3；V0為試液初始體積，m3；ΔV為體積變化量，m3。
（1）溫度對鉆井液密度的影響
根據王敏生（2007）等使用高溫高壓鉆井液密度特性試驗裝置對勝科1井現場配制的超深井鉆井液、王貴（2007）等實驗室內鉆井液的研究，壓力為10MPa、30MPa、50MPa時溫度對密度的影響如圖2.5、圖2.6所示。
圖2.5 溫度對鉆井液密度的影響1
圖2.6 溫度對鉆井液密度的影響2
圖2.5中的曲線關系為：
10MPa時：R2=0.9998；ρ=-1×T2+0.0007T+1.7408
20MPa時：R2=0.9999；ρ=-1×T2+0.0008T+1.7363
30MPa時：R2=1；ρ=-1×T2+0.001T+1.7266
由圖2.5可知，壓力壹定時，隨著溫度的增加，鉆井液密度下降，且下降幅度較大，在壓力50MPa、溫度60℃時密度為1.758g/cm3，而溫度達到150℃時，密度降為1.703g/cm3，下降幅度約為3%。同時，在相同壓力下，隨著溫度的增加，其下降趨勢更加明顯，表明高溫下鉆井液更加具有可壓縮性，曲線非線性程度更嚴重。從圖2.6可以看出，在壹定的壓力條件下，水基鉆井液的密度與溫度呈二次曲線的關系。並且密度的下降幅度在幾個百分點內。
（2）壓力對鉆井液密度的影響
壓力對鉆井液密度的影響見圖2.7和圖2.8。
圖2.7 壓力對鉆井液密度的影響1
圖2.8 壓力對鉆井液密度的影響2
圖2.7中壓力與密度可用直線關系描述為：
100℃時：ρ=0.0004p+1.7102，R2=0.9997；
120℃時：ρ=0.0006p+1.6771，R2=0.9999；
140℃時：ρ=0.0007p+1.6408，R2=0.9996；
170℃時：ρ=0.0009p+1.5664，R2=0.9986。
由圖2.7可以看出，溫度壹定（溫度分別為60℃、90℃、120℃、150℃）時，鉆井液密度隨壓力增加而增加，當壓力增加到某壹值時，鉆井液密度不再明顯增加。對比曲線2、圖2.7可知，鉆井液受溫度影響較大，受壓力的影響較小。從圖2.8可以看出在壹定的溫度條件下，水基鉆井液的密度與壓力呈線性關系，並且隨著溫度的升高，直線的斜率的逐漸變大。
（3）理論模型的推導
目前已有的分析鉆井液密度在高溫高壓下的變化規律的理論模式很多，大致可將鉆井液密度隨溫度和壓力變化的模型可分為復合模型、經驗模型兩種。
對於復合模型來說，鉆井液由水、油、固相和加重物質等組成，每種組分的性能隨溫度和壓力而改變的情況有所不同。在確定了這些單壹組分的高溫高壓變化規律後，便可以得到預測鉆井液密度變化的復合模型。這類模型大同小異，以Hoberock、Scolle等的模型為代表，在模型中考慮了鉆井液中不同液相成分的壓縮性和熱膨脹特性，同時忽略了固相的壓縮和膨脹性。使用復合模型需要對鉆井液的不同成分（水、油、固相等）分別進行試驗，掌握其規律，因此其應用受到了壹定限制。
經驗模型有不同的表達形式，使用精度尚可。該模型只需對所用鉆井液進行有限的幾組試驗，以確定模式中的常數，然後便可根據該模型計算鉆井液靜液柱壓力和當量靜態密度大小。由於實驗設備的限制，試驗壓力與溫度與實際溫度、壓力尚有壹定距離，且液相成分復雜，因此只能采用經驗模式。對圖中實驗數據進行擬合，得方程
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式中，x1為表示溫度，℃；x2為表示壓力，MPa。
由方程（2.6）可知，若井底壓力為100MPa、溫度為220℃時，密度變為1.62g/cm3，與常溫1.75g/cm3 相比時降幅為7.5個百分點。根據上述模型，取低溫梯度2.5℃/100m，地表溫度為25℃，當井深超過10000米後，溫度和壓力對鉆井液密度的影響應在幾個百分點之內。
根據王貴等研究，對實驗數據分別進行五種模式回歸：
線性形式：ρ=ρ0（a+bp+cT）；
多項式形式：ρ=ρ0（aT2+bT+cp+dpT+e）；
對數函數形式：ρ=ρ0ln（aT2+bT+cp+dpT+e）；
指數函數形式：ρ=ρ0exp（aT2+bT+cp+dpT+e）；
經驗模型：ρ=ρ0exp（aT2+bT+cp+d）；
計算出各回歸模型的回歸系數、相關系數、回歸平方和，剩余平方和以及F值。通過對回歸模型進行F檢驗，優選出最優模型。最終得出本文所舉例子中鉆井液密度與溫度壓力間的關系式為
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表2.4 模型誤差對比
由表2.4可以看出，采用王貴等的指數模型計算得出的水基鉆井液密度模型具有更高的精確度。
2.3.5 高溫增加了處理劑耗量
經驗表明，高溫鉆井液比淺井常規鉆井液消耗多得多的處理劑，表2.5是美國統計數據。
表2.5 不同溫度對處理劑的耗量變化
雖然此資料記載的數據不壹定適用於各類鉆井液，但是隨著井深增加溫度升高，鉆井液處理劑耗量明顯增加的總趨勢是相同的。其原因有二：其壹是為維持高溫高壓下所需的鉆井液性能要比低溫消耗更多的處理劑；其二是為彌補高溫的破壞作用所帶來的損失而作的必要的補充。因此，溫度愈高，使用時間愈長，處理劑耗量必然愈大，且增加了深井鉆井液的技術難度。