A. 超深井井下的温度、压力梯度预测及其对现有技术的挑战
1.3.1 超深井井下的温度、压力梯度预测
（1）超深井井下的温度梯度预测
在2010年5月15日北京会议上，谢文卫曾代表勘探所提出项目总体技术指标：目标井深13000m；最高井温400℃。这个最高井温可能是按地温梯度3℃/100m估算出来的，但这么高的温度对于电子类检测仪表而言却是“致命的”。
钻进过程中井下参数的检测条件是，检测井下温度和环空压力时必须停止冲洗液循环，检测钻孔顶角、方位角和工具面向角时必须停止钻杆柱回转，而为了精确测量角度也必须暂停冲洗液循环（以防钻杆柱振动影响检测精度）。因此，在保持循环和停泵条件下井温将达到多少度，将是本专题的重要先决条件。
下面基于热传导理论，结合超深井具体情况对井下温度分布情况进行分析。
孔内传热模型如图1.1所示。钻井液从井口进入钻杆柱时的温度低于钻杆温度和环空温度，所以钻柱内的钻井液吸收钻杆的热量温度升高，并且随着井深的加深而逐渐升高；钻井液从钻头处进入环空后，吸收井壁的热量使井壁温度降低，当钻井液上返至某一井深，其温度与井壁基本一致温度不再上升，该井深称为等温深度h；当钻井液上返至等温深度h以上，钻井液的温度高于地温，井壁从钻井液中吸收热量，钻井液温度降低而井壁温度升高。井深大于h后的热传导过程如图1.2所示，井深小于h时的热传导过程如图1.3所示。
图1.1 孔内泥浆对流传热模型
图1.2 井深大于h后的温度传导过程
图1.3 井深小于h时的时温度传导过程
钻井液与井壁的温度分布受井深、钻井液及围岩的热导率、钻井液泵量、入口温度以及围岩温度梯度等多种因素影响。计算机仿真得出的不同孔深处钻杆内和环空泥浆温度曲线如图1.4（泵量为20L/s）、图1.5（泵量为30L/s），其结果与张培丰、乌效鸣课题组的模拟结果类似。
图1.4 泵量为20L/s时不同孔深处钻杆内和环空泥浆温度的分布
可以看出，泥浆流量变化对井内泥浆的温度影响很大。当泵量20L/s，泥浆入口温度35℃时，钻杆柱内泥浆最高温度为214℃，环空泥浆最高温度345℃（孔深10600m处），出口温度为111℃；当泵量30L/s，泥浆入口温度35℃时，钻杆柱内泥浆最高温度197℃，环空泥浆最高温度330℃（孔深10200m处），出口温度128℃。所以，增大泵量将使钻杆柱内温度降低，而使泥浆出口温度升高。
图1.5 泵量为30L/s时不同孔深处钻杆内和环空泥浆温度的分布
图1.4、图1.5还表明，环空泥浆温度并非在井底达最高，而是离井底一定深度的位置达最高，这段距离随泥浆流速的增大而增大（对于13000m的钻孔约在10000～10500m孔段）。
（2）超深井井下的压力梯度预测
在2010年5月15日北京会议上，勘探所提出的项目总体技术指标中没有井底压力指标。井下的压力梯度应符合随深度变化的线性规律，按静水柱压力估算（设泥浆密度1.15g/cm3）13000m井底应达150MPa左右。如果说井底的高温影响还可以通过冲洗液循环来缓解，那么井底高压的问题则对检测技术及其仪器又将是一个严重的挑战。
1.3.2 超深井井下高温、高压环境对现有数据采集技术的挑战
（1）井下高温环境对现有数据采集技术的挑战
Kutasov曾在采集美国密西西比地区大量随钻钻井液循环温度资料的基础上，对处于环空任一点稳定后的循环钻井液温度（Tm）进行了研究，并得出该地区钻井液循环温度的经验公式：
科学超深井钻探技术方案预研究专题成果报告（下册）
式中：Tm为任一点稳定后的钻井液循环温度，℃；h 为计算点井深，m；H为井的总垂直深度，m。
假如我国实施13000m科学超深井钻探，设地温梯度为3℃／100m，井底地层温度为390℃。如果按式（1.1）计算，则井底循环钻井液温度为318.56℃。但是，目前在国内外还查不到能工作于300℃以上环境的电子式随钻测井仪器。这也正是前苏联在20世纪60～70年代专为СГ-3超深井研制结构复杂的机械式测斜仪的原因（当然在 21世纪的今天，完全没有必要放弃电子仪表而重返机械仪表）。
美国斯伦贝谢（Schlumberger）、哈里波顿（Halliburton）公司的MWD为150℃和125℃；俄罗斯公司的为100～120℃；我国中天启明石油技术有限公司（仿美国哈里波顿）的为150℃，北京海蓝科技开发公司和中石油钻井研究院的为125℃。另外，美国应用物理系统股份有限公司最近推出的定向短节（Φ34×350）最高工作温度为185℃（图1.6）。它们承受高温的上限都与我们所预测的318.56℃差距很大。
图1.6 美国应用物理股份有限公司的定向短节
（2）井下高压环境对现有数据采集技术的挑战
如果按静水柱压力估算（设泥浆密度1.15g/cm3）13000m井底压力为150MPa左右。美国、俄罗斯和我国生产的MWD中最高耐压能力为140MPa，还没有能承受如此高压的仪器可选。只能等待耐压能力更高的仪器诞生，或者请生产厂家对现有仪器的密封性能和内外管承压能力加以改造。
1.3.3 超深井的超远传输距离对现有数据传输技术的挑战
我们可选的仪器及其传输技术除了温度、压力制约外，还有传输距离的制约。目前国内外的钻井实践证明，最为成熟的泥浆脉冲式传输技术可靠的最大传输井深为8000m；电磁波式MWD可靠的最大传输井深为4000m。也就是说，在8000m之后的钻进数据传输问题将是我们必须面对的又一难题和挑战。
B. 每天产那么多石油，那么抽空的空隙应该怎么办
开釆煤矿，开采石油天然气，对地质的影响那是绝对的。现在就有许多釆煤区发生了地陷事故，将来总有一天，因为我们无度的开采，地球会发生灾难性的大型地质变化。
不过即使我们不开采石油天然气，地球上的地质剧烈变化还是会发生的，所以也不要杞人忧天。
至于采油抽空的间隙问题，在抽取石油的同时，会把同等量的水注进去，目的有两个，一是防止地面塌陷，二是给井下加压，来抽取更多的石油，这些都是很成熟的采油工艺，完全没必要担心井下抽空的问题。
C. 高温泥浆降温措施及冷却降温系统
在中高温地热井和深部钻井（又称HT/HP 钻井）中，井底温度高，返回地面的泥浆温度也将大幅度提高。如西藏羊八井地热井，泥浆出孔温度达到沸腾状态，莫深1井泥浆出孔时温度也比较高。当地面泥浆温度大于75℃ 时，不但会烫伤钻井平台操作人员，同时井场会被雾气笼罩，将影响施工作业，带来严重的安全隐患。所以必须对返回地面的钻井泥浆进行及时的冷却处理，保证泥浆再次入孔具有较低的温度。
2.3.1 HT/HP钻井中泥浆冷却技术现状
目前，在HT/HP钻井中，对高温泥浆的冷却处理一般采取的措施有如下几种。
1）自然蒸发冷却。由于井内泥浆返回地面的温度高于环境温度，泥浆沿泥浆槽流动中会蒸发冷却而自然降温，利用该现象采取加长泥浆槽的循环路线的措施，可以在一定程度上达到冷却泥浆的目的。这种方法一般应用在钻井泥浆流量不大、返回泥浆温度不太高（低于55℃），进出井温差不大（小于5℃）的情况下。
2）低温固体传导冷却。向泥浆池中投放低温固体，比如冰块，冰块主要通过热传导方式来冷却泥浆，这种方法一般用于水基泥浆的冷却，在返回地面泥浆温度不高、进出井温差不大的情况下采用。
3）泥浆冷却装置强制冷却。当返回泥浆温度较高，进出井温差过大时，需采用泥浆冷却装置强制冷却。
2.3.1.1 国外技术现状
日本在地热田钻井中，通常采用的冷却装置有两种：一种是采用大功率风扇，安装在振动筛旁；另一种是使用泥浆冷却塔，一般竖立在泥浆池中。冷却塔与风扇冷却泥浆的基本原理都是利用空气和泥浆直接接触，通过蒸发作用带走泥浆中的热量，冷却介质为空气，受大气温度的影响很大。美国、荷兰及新加坡等一些公司设计的泥浆冷却系统在地热和油气钻井中也得到了广泛的应用，表2.1列举了几个比较典型的钻井泥浆冷却系统。
表2.1 典型高温钻井泥浆冷却系统
几个典型钻井泥浆冷却系统的基本原理如下。
1）泥浆从泥浆池或泥浆箱中由泥浆泵抽吸进板式换热器，与冷却剂进行换热，冷却剂为冷水或海水，如马来西亚的COE Limited公司和新加坡的Lynsk公司研发的钻井泥浆冷却系统（图2.2）。
图2.2 Lynsk公司和COE Limited公司钻井泥浆冷却系统原理图
2）泥浆从泥浆池或泥浆箱中泵进喷淋式换热器，冷水（或海水）直接喷射泥浆管束，风扇不断鼓入空气，气水混合加强泥浆的冷却效果，如美国Drillcool，Inc.研制的泥浆冷却系统（图2.3）
图2.3 美国Drillcool公司钻井泥浆冷却原理图
3）泥浆冷却系统采用2个板式换热器，泥浆在主换热器中，通过与乙二醇/水溶液换热冷却，乙二醇/水溶液吸收泥浆热量后，返回第二个换热器中，将热量传递给海水，如荷兰Task Environmental Services研发的海用钻井泥浆冷却系统。
4）泥浆从泥浆池或泥浆箱中泵进板式换热器，通过乙二醇/水溶液换热，乙二醇/水溶液吸收泥浆热量后，进入散热器风冷。如荷兰Task Environmental Services公司研发的陆用钻井泥浆冷却系统。
2.3.1.2 国内技术现状
在我国HT/HP钻井中，如羊八井热田地热钻井中，在30～40m深处温度就可超过140～160℃，进出井泥浆温度差可达5～20℃，且热流量也高，数百米深的井泥浆带出的热量可达100万大卡/h，加长泥浆循环槽，一般只能降温1～2℃，因此，采用专用泥浆散热设备，在散热量为100万大卡/h以上，经散热器泥浆温度可降低10～20℃，在散热器出口处泥浆温度达到60～70℃。
1）西藏羊八井ZK-2井，泥浆出口温度达到沸腾状态（当地水的沸点小于90℃），施工现场采取的技术措施是：在泥浆罐中排布冷水管，通过水循环冷却泥浆。可能由于排管较少，泥浆温度只降低8～9 ℃，水资源浪费很大。
2）高杭等（2007）提出了一种适合于HT/HP钻井中高温泥浆冷却的设计概念，基本原理（图2.4）是：泥浆冷却系统主要由2个板式热交换器、冷却器管线、强迫风冷（或水冷）总成组成，这种泥浆冷却系统的特点是2个板式热交换器设计在泥浆罐两侧，冷却介质与泥浆换热后，返回至强迫风冷（或水冷）总成通过风冷（或水冷）实现冷却介质的冷却。
图2.4 钻井泥浆冷却系统原理图
3）吉林大学赵江鹏等人研究的新型钻井泥浆冷却系统，该钻井泥浆冷却系统能够实现钻井泥浆的快速冷却。
钻井泥浆冷却系统的工作原理见图2.5。
使用钻井泥浆冷却系统时，主要工作流程如下。
1）制冷载冷剂。打开阀（3）、（6），启动制冷机组（1）和制冷机组泵（2），通过制冷机组（1）将载冷剂箱（4）中载冷剂制冷至-15℃（具体温度数值根据实际情况而定）。
2）冷却泥浆。打开阀（5）、（8），启动泥浆输送泵（15）和载冷剂箱泵（9），载冷剂与泥浆在同轴泥浆对流换热器（12）中逆流换热，将泥浆快速冷却，从而将泥浆池（17）中泥浆温度迅速降低，并维持在低温范围内。同时，实时监测系统几个关键点（7）、（10）、（11）、（13）、（14）、（16）、（19）、（20）处温度，根据检测的温度情况可及时调整系统相关的参数，以保证系统正常运行。
图2.5 钻井泥浆冷却系统原理图
钻井泥浆冷却系统主要由载冷剂制冷部分、泥浆冷却部分和温度监测部分组成见图2.6。
图2.6 钻井泥浆冷却系统组成
其中，载冷剂制冷部分主要由制冷机组、制冷机组泵和载冷剂箱等组成；泥浆冷却部分主要由载冷剂箱泵、同轴泥浆对流换热器和泥浆输送泵等组成；温度检测部分主要由巡检仪和温度传感器组成。
2.3.2 冷却设备各部分结构理论设计计算
（1）泥浆冷却设备所需的有效功率
科学超深井钻探技术方案预研究专题成果报告（上册）
式中：ρ1为泥浆的密度；G1 为泥浆的流量；C1 为泥浆的比热；t1′为泥浆制冷前的温度；t1"为泥浆制冷后的温度。
鉴于中间热交换效率和高原等地区气候条件所造成的不可避免的热损失，应该选用较大功率的制冷机组。
（2）热换器的选择及设计计算
由于在钻井过程中，被冷却介质泥浆属于不洁净的物质，所选热换设备应属于不易于结垢或者易于清洗除垢，冷却器采用套管式换热器，内管内流动被冷却介质，管间环隙流动冷却介质，采用法兰连接形式，方便清垢，全程采用逆流换热。
根据热平衡方程，Q1=Q2，其中Q1为泥浆制冷释放的热量；Q2为制冷剂制冷泥浆所需要的制冷量。
科学超深井钻探技术方案预研究专题成果报告（上册）
式中：G2为制冷剂流量；C2为制冷剂的比热；ρ2为制冷剂的密度；t2′为制冷剂进口温度。
根据式（2.2）、（2.3）可以计算出冷却剂出口温度t2″。
2.3.3 冷却技术分析与总结
对三种冷却方式加以分析，可以发现：自然蒸发冷却与低温固体传导冷却均适用于钻井泥浆流量不大、返回泥浆温度不太高（低于55℃），进出井温差不大（小于5℃）的情况下。而超深井科学钻探，钻井液出孔温度会比较高，出入孔温差可能会相差几十度，在此情况下上述两种冷却方式只能是辅助作用，主要还要靠制冷器强制制冷。目前制冷器强制制冷有两种方式，一是采用热交换方式，如采用喷淋器、板式热交换，将采用大量的冷却水，如果现场位于水资源丰富的地方，可采用此种方式。但我们认为，最好采用制冷剂强制制冷，可以设计制作低温冷冻房等，目前吉林大学已制作了超低温实验室，可以作为借鉴。
D. 石油的钻井通常都有上千米深，大概的工作原理是怎样的
通俗简单的说吧：
能源是电力，
机械传动，通过方钻杆，转动的力在地面传给方钻杆，方钻杆下面是钻杆，钻杆下面是钻头，跟我们在地面上用电钻钻一个孔原理差不多
不同的是钻杆之间用螺纹连接，钻到一定深度，就得拧开中间再加一节钻杆，这样一节一节钻下去，就可以达到几千米深了。
每钻一定深度，还得测量，有专门的测井公司，如发生偏差及时修正，
现在的钻井水平，十分厉害，可以在直着钻上千米深后再拐弯90度，钻孔能拐弯这种情况，在其它行业，是完全不可能的，
E. 高温对水基钻井液性能的影响
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、不显着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，钻井液的性能会显着变化。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：
科学超深井钻探技术方案预研究专题成果报告（中册）
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
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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。
F. 有木有石油相关专业的，我想问下油井温度一般是多少
跟井深相关，井深越大，温度越高，一般2000-3000米深的井，温度在60-80度居多，