随着油气勘探开发逐步向深层和深水发展,高温高压井的数量正在不断地增长,这对钻井作业提出了新的挑战。在常规井钻井工程水力参数计算过程中,传统计算模式常忽略温度和压力对钻井液流变性的影响,但在高温高压井筒中,井底的温度和压力跨度大,温度和压力对钻井液流变性造成的影响较大,不能忽略。随着计算机应用技术的发展,改进的水力参数计算模式开始考虑温压对钻井液实际流变性的影响,但使用的温压范围有限,加之高温高压井使用的钻井液体系更加复杂,使得水力参数计算误差大,导致窄安全钻井压力窗口地层喷漏频发。本文使用OFITE高温高压旋转粘度计,对现场使用的4种水基钻井液和3种油基钻井液进行了高温高压流变实验,分析了在实验温压范围内各钻井液流变性与温度和压力的关系,对实验数据进行了多元非线性回归分析,并在此基础上提出了一个适用于高温高压范围的钻井液流变模式,该模式对实验数据吻合良好,除个别点外,决定系数R²均达到0.99,且相较于已有流变模式,本文提出的流变模式在剪切速率小于200 s^-1区间的相对误差更小。本文在实验的基础上,结合在描述钻井液流变参数与温度关系中得到广泛认同的阿伦尼乌斯(Arrhenius)方程,在前人提出的流变参数预测模型的基础上,提出了一个改进的钻井液表观粘度μ_a,塑性粘度μ_p和动切力τ₀的预测模型。该模型与本文实验得到的钻井液流变参数数据吻合度高,其决定系数R²均大于0.95,在本文高温高压实验条件下,对表观粘度和塑性粘度预测的最大相对误差不超过±11%,能够较准确的根据温压条件给出各钻井液的流变参数预测值。同时利用文献中公布的两种油基钻井液实验数据,对比分析了本文提出模型的预测精度,证明本文提出的模型对钻井液流变参数的预测是可靠的。