在进行深水钻井作业过程中,钻井液在低温下的粘度稳定性,是保证钻井作业安全、节省、顺利的关键;目前已有的钻井技术难于解决钻井液深水温度敏感性问题,水基钻井液一般采用聚合物增粘,而聚合物与在温度变化时将产生分子链的卷曲、缠绕或舒展,影响其粘度控制效果,因此水基钻井液对于温度存在着强烈的关联性,温度下降则粘度急剧上升;而虽然国外广泛采用油基钻井液进行作业,但是对于海上钻井作业中,采用油基钻井液进行作业由于环保及经济成本问题,不是现阶段的最佳选择,因此需要对现有的水基钻井液进行分析改进和优化,以便降低温度变化对水基钻井液产生的负面影响。文章针对深水高温高压井天然气容易形成气体水合物、低温下钻井液的流变性不稳定、高温高压导致钻井液流变及失水量难以控制、钻井液安全密度窗口窄等问题,提出了一套适合深水高温高压地层的恒流变水基钻井液体系,基本配方为:2%海水膨润土浆+0.6%Na OH+0.3%G-61+0.1%BIOVIS+4%SPNH-HT+2%FT-1+2%POLY-D+4%STBHT+20%Na Cl+10%HCOOK+2%HLX-L+重晶石（ρ=1.5g/cm³）实验结果显示:深水高温高压恒流变水基钻井液体系具有较好的粘温性能,在4℃到70℃之间变化时,体系的粘度变化较小,尤其是YP和Φ₆/Φ₃能基本保持恒定,具备了在各种温度下的流变性恒定的特征,且API失水也较低,仅有2.7ml,150℃下的HTHP失水仅为15.0ml,体系抗温能力达到220℃。该体系配方简单易调,能够适应深水高温高压地层钻井的需要。该体系具有较好的加重性能,在各个密度下,体系的流变性较为稳定,尤其是其恒流变特征较为明显;并且具有较高的抗侵污性能,在少量的钙盐,大量的黏土、钻屑和海水的侵污下,体系的性能变化较小,尤其是恒流变特征还能够保持在一个稳定的范围之内。深水高温高压恒流变水基钻井液体系具有较高的抑制性和润滑性能,该体系的抑制性能在85%以上,能够满足钻井施工的要求,摩阻系数也较低。对于在低温高压层对水合物的抑制性也较好:在钻井液压力为20MPa,温度为3℃下,经过23个小时,仍能保持压力为19.9MPa,说明该体系能有效抑制水合物的生成。