本文由Muili F. Fakoya和Ramadan M. Ahmed撰写，发表于《Journal of Petroleum Science and Engineering》。该研究旨在探讨油基钻井液（Oil-Based Mud, OBM）的表观粘度（apparent viscosity）与其连续相（continuous phase）之间的关系，并开发一个广义的粘度模型，以预测不同温度和油水比（Oil/Water Ratio, OWR）条件下OBM的流变特性。

研究背景

油基钻井液（OBM）是一种反相乳液（invert emulsion），广泛应用于石油和天然气钻探作业中，尤其是在高温高压（HPHT）井中表现出色。OBM具有优异的润滑性、井壁稳定性、高钻速以及低滤失和薄滤饼等优点。然而，由于环境问题，低毒矿物油（Low-Toxicity Mineral Oils, LTMOS）被广泛用作OBM的基液。OBM的流变特性主要取决于其连续相的粘度和分散相（dispersed phase）的体积分数，同时剪切速率和温度也对其有显著影响。因此，开发能够预测OBM流变特性的模型对于钻井液配方设计和井筒条件预测至关重要。

研究流程

本研究通过实验研究了OBM在24°C至87°C温度范围内的表观粘度。连续相由矿物油、表面活性剂（乳化剂和润湿剂）、有机粘土（organophilic clay）、石灰和氯化钙组成。实验中，有机粘土浓度和油水比（OWR）被调整，并通过旋转粘度计测量表观粘度。实验结果表明，OBM表现出剪切稀化行为（shear-thinning behavior），并符合Herschel-Bulkley模型。通过非线性回归分析，研究人员开发了将连续相表观粘度与OBM表观粘度关联的广义经验模型。

主要结果

1. 连续相的表观粘度：随着温度升高，连续相的表观粘度显著下降。有机粘土浓度的增加会提高连续相的粘度，但温度升高会削弱这一效应。
2. OBM的表观粘度：OBM的表观粘度随有机粘土浓度和OWR的增加而增加，且OWR的影响更为显著。温度升高会导致OBM的表观粘度显著下降，表明OBM对温度更为敏感。
3. 流变模型：研究人员开发了一个广义的流变模型，能够通过连续相的表观粘度、分散相体积分数和温度来预测OBM的流变参数。该模型在预测OBM表观粘度方面表现出良好的准确性。
4. OBM与水基钻井液（WBM）的比较：OBM的流变参数（如屈服应力和一致性指数）对温度的敏感性高于WBM，这解释了OBM更容易发生重晶石沉降（barite sag）现象的原因。

结论

本研究的主要结论包括： 1. OBM的表观粘度随有机粘土浓度和OWR的增加而增加，且OWR的影响更为显著。 2. 开发了一个广义的流变模型，能够通过温度、分散相体积分数和连续相粘度来预测OBM的粘度。 3. OBM的流变参数对温度的敏感性高于WBM，这解释了OBM更容易发生重晶石沉降现象的原因。

研究亮点

1. OBM的流变行为主要取决于其连续相的粘度和分散相体积分数。
2. OBM的粘性特性对温度的敏感性高于WBM。
3. 有机粘土浓度和油水比对OBM的粘度有显著影响。
4. 开发了一个新的模型，能够将连续相的粘度与OBM的粘度关联起来。
5. 该模型能够预测不同温度下OBM的表观粘度。

研究意义

本研究为OBM的流变特性提供了新的理解，并开发了一个能够预测OBM表观粘度的广义模型。该模型不仅有助于减少实验测试的次数，还为钻井液配方设计和井筒条件预测提供了重要的理论支持。此外，研究还揭示了OBM在高温条件下更容易发生重晶石沉降现象的原因，为钻井作业中的流体管理提供了重要参考。