在深层页岩油气资源开发过程中,由于油基钻井液可以抑制页岩的水化膨胀,所以应用较为广泛。在超深井钻进过程中,由于垂深较深,井下温度常超过150℃,易造成导向工具发生故障,实现一趟钻难度大,严重影响了钻井效率,对此,亟需进行井底温度预测及降温方法研究,避免上述问题的发生。现有的井筒温度场计算中,多数学者采用的是水基钻井液,由于水基钻井液与油基钻井液组成成分不同,导致水基钻井液的物性参数、热物性参数及流变参数不适用于油基钻井液井筒温度场的计算,且在进行敏感因素分析时,没有考虑物性参数对热物性参数的影响。 为此,本文通过热力学第一定律、钻井液流动规律及井筒传热机制建立符合工程应用的井筒温度场非稳态传热模型。采用有限差分法对偏微分方程进行时间与空间离散化,通过全隐式处理得到线性代数方程组。结合Gauss-Seidel Iteration算法,实现钻柱内流体、环空内流体及地层温度分布的动态求解。通过室内试验明确了油基钻井液热物性参数及流变参数的影响规律。钻井液密度从1.9g/cm³增大至2.3g/cm³时,比热容由2.1J·g^-1·℃^-1降到1.712.1J·g^-1·℃^-1,导热系数由0.25W·m^-1·℃^-1升高至0.44W·m^-1·℃^-1;当钻井液油水比由75:25增加至95:5时,比热容由1.93J·g^-1·℃^-1降到1.64J·g^-1·℃^-1,导热系数由0.4W·m^-1·℃^-1降到0.3W·m^-1·℃^-1。当温度升高时,不同密度和不同油水比钻井液表观黏度、塑性黏度及屈服值均随温度升高而降低。基于室内实验数据,拟合得到油基钻井液热物性参数及流变参数的数学计算公式,形成了一套耦合油基钻井液物性参数与流变参数的井筒传热模型。 以川南页岩气某区块实例井X₁井进行模型准确度预测,本文预测模型精度为98.1%,传统模型与本文模型误差均值相差2.44%。在进行井筒温度敏感因素分析时,综合考虑了油基钻井液物性参数对热物性参数及温度对流变参数的影响。结果表明,钻井液密度降低,井底温度降低,油基钻井液入口温度对井底温度的影响要大于现有学者所研究的水基钻井液对井底温度的影响,排量在进行井筒温度计算时会存在极值点,其他因素与现有学者研究水基钻井液对井底温度的影响规律相同。各因素对井底温度的敏感性大小为:密度>循环时间>入口温度>油水比>排量>黏度。基于以上结论,对该区块未开钻X₂井进行了井底温度预测,并综合调控钻井液参数和钻井参数进行井底降温,为现场井底降温的参数调控提供理论指导。