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钻井液密度升高可能因素加入加重材料；钻屑累积；快速钻进而泵排量跟不上会使井内钻井液密度升高；增大钻井液屈服值会使当量循环密度升高；增大泵排量或泵压会使当量循环密度升高；加入较多电解质（盐类）；油基钻井液加入较高密度的盐水；加入较高密度的新浆钻井液密度下降可能因素加入比钻井液密度低的清水；井下油气侵；加油；加入较低密度的新浆或胶液；加强固相清除；用离心机清除（或回收）高密度固相；降低钻井液屈服值或减少泵排量及泵压能使井下当量循环密度下降；充气配制成充气钻井液或使用泡沫钻井液；钻进速度较低情况下提高泵排量有可能使井内钻井液密度降低。==相关概念==静液压力 静液压力是由液柱重量引起的压力。它的大小和液体密度及垂直高度有关，而和液柱的横向尺寸及形状无关。 通常把单位高度(或深度)增加的压力值称为压力梯度，静液压力梯度受液体密度的影响和含盐浓度、气体的浓度以及温度梯度的影响。上覆岩层压力 某处地层上覆岩层压力是指覆盖在该地层以上的地层基质(岩石)和孔隙中流体(油气水)的总重量造成的压力。岩石密度与孔隙度的大小和埋藏的深度有关。地层压力地层压力是指作用在岩石孔隙内流体(油气水)上的压力，也叫地层孔隙压力。正常地层压力等于从地表到地下该地层处的静液压力。其值大小与沉积环境有关。地层破裂压力在井中一定深度处的地层，其承受压力的能力是有限的，当压力达到某一值时会使地层破裂，这个压力称为地层的破裂压力pf。地层破裂压力的大小取决于许多因素，如上覆岩层压力、地层压力、岩性、地层年代、埋藏深度以及该处岩石的应力状态。安全密度窗口介于地层破裂压力和地层压力之间的钻井液密度范围。钻井液流变性与钻井的关系1、影响钻井速度通过水力参数影响钻井速度，粘度影响水功率的传递，粘度影响ECD(Equivalent Circulating Density)的大小，产生压持效应，降低钻速。剪切稀释特性?影响水功率的传递。2、钻井液的流变性与井眼净化的关系钻屑在井筒内的运移过程 层流：尖峰型层流的缺点 紊流：有利于携岩紊流缺点 、排量大、泵压高 、表观粘度低、岩屑下沉速度较大、井壁冲刷、不利于井壁稳定。钻柱旋转3、钻井液的流变性与井壁稳定的关系力学因素引起的井壁不稳定：井壁岩石三个主应力的可能排布，当s1和s3（最大和最小主应力）的差值大于岩石的强度时，便发生剪切破坏化学因素引起的井壁不稳定：防止页岩的水化膨胀钻井液的流变性及流态与井壁稳定相关。4、钻井液的流变性与井内压力激动的关系 起下钻和钻井过程中，由于钻柱的上下移动、泥浆泵的开动等原因，使井内液柱压力产生变化的现象。 影响激动压力的因素：钻柱运动速度、钻头及钻柱的泥包程度、环形空间的间隙、井深、泥浆性能（粘度、切力）。==滤失和润滑性能== 滤失量(失水filtrationloss)是泥浆中的自由水在压差的作用下向具有孔隙的地层渗滤的现象。类型：瞬时失水(spurt)、动失水(dynamic loss)、静失水(static loss)。钻井液滤失量的参数1、API滤失量(失水)在常温环境中,压力在100±5psi (690±35 kPa)的状态下,30分钟测得的滤液体积2、HTHP滤失量(失水)模拟实际温度, 顶部压力为600psi (4140kPa)，回压为100psi时，30分钟测得的滤液体积的2倍。 超深井技术在顺北1-2H井成功应用后，先后推广7口井，逐步得到完善，实现井眼轨迹符合率100%、地质中靶率100%，成为顺北油气田高效开发的利器。顺北油气田油层厚度超大，需钻直井后侧钻沟通储集体。技术人员首次建立基于仪器抗温、机泵条件、钻柱强度、摩阻扭矩等多因素约束的超深水平井安全钻井评估方法，定量分析不同垂深下的延伸位移，通过反复模拟，最终认为水平位移由300米延伸至650米是可行的。实钻中，多口井多次刷新石油工程施工纪录。其中，由江汉石油工程承钻的顺北5-5H井创4项亚洲钻井纪录，由华北石油工程承钻的鹰1井创8项国内钻井纪录。这已是西北油田第六次刷新亚洲陆上第一深井纪录，前面的五口井分别是：2018年位于顺北油气田的顺北蓬1井，井深8450米；2017年位于顺北油气田的顺北评2H井，井深8433米；2017年位于顺北油气田的顺北评1井，井深8430米；2005年位于塔河油田的塔深1井，深度8408米；2019年2月14日，顺北5-5H井，井深8520米