| 摘要 | 第4-5页 |
| ABSTRACT | 第5页 |
| 创新点摘要 | 第6-9页 |
| 第一章 绪论 | 第9-21页 |
| 1.1 研究目的及意义 | 第9-10页 |
| 1.2 胺基钻井液发展现状 | 第10-14页 |
| 1.2.1 胺基钻井液发展历程 | 第11页 |
| 1.2.2 胺基钻井液的研究情况 | 第11-12页 |
| 1.2.3 胺类化合物抑制剂黏土水化的作用机理 | 第12-14页 |
| 1.3 硅类钻井液发展现状 | 第14-17页 |
| 1.3.1 有机硅氟类钻井液添加剂发展状况 | 第14-16页 |
| 1.3.2 有机硅氟聚合物的结构特点 | 第16页 |
| 1.3.3 有机硅氟聚合物的降粘机理 | 第16-17页 |
| 1.3.4 硅氟类化合物钻井液添加剂的应用 | 第17页 |
| 1.4 高温高密度水基钻井液性能影响因素分析 | 第17-20页 |
| 1.4.1 高温高密度对钻井液性能的影响 | 第17-18页 |
| 1.4.3 高温高密度对钻井液性能的影响 | 第18-20页 |
| 1.5 主要研究内容 | 第20-21页 |
| 第二章 硅胺基钻井液体系基本配方试验 | 第21-27页 |
| 2.1 降滤失剂的优选 | 第21-23页 |
| 2.2 降粘剂的优选 | 第23-25页 |
| 2.3 抑制剂的优选 | 第25-27页 |
| 第三章 硅胺基钻井液体系的性能评价 | 第27-32页 |
| 3.1 硅胺基钻井液体系流变性能评价 | 第27页 |
| 3.2 硅胺基钻井液体系高温稳定性 | 第27页 |
| 3.3 硅胺基钻井液抗污染能力研究 | 第27-28页 |
| 3.4 硅胺基钻井液抑制性研究 | 第28-30页 |
| 3.5 高密度钻井液沉降稳定性评价 | 第30页 |
| 3.6 渗透率恢复值评价 | 第30-32页 |
| 第四章 屏蔽暂堵技术研究 | 第32-46页 |
| 4.1 屏蔽暂堵技术 | 第32-34页 |
| 4.1.1 屏蔽暂堵技术概念 | 第32页 |
| 4.1.2 屏蔽暂堵技术的物理模型 | 第32-33页 |
| 4.1.3 屏蔽暂堵技术基本原理 | 第33-34页 |
| 4.1.4 屏蔽暂堵的意义 | 第34页 |
| 4.2 屏蔽暂堵作用机理分析 | 第34-35页 |
| 4.3 理想充填理论及D90暂堵方法 | 第35-38页 |
| 4.3.1 理想充填理论 | 第35-36页 |
| 4.3.2“d1/2 理论” | 第36-37页 |
| 4.3.3 D90暂堵方法 | 第37-38页 |
| 4.4 屏蔽暂堵剂优选 | 第38-42页 |
| 4.4.1 根据暂堵剂粒度分布确定最优粒径配比方案实例 | 第38-39页 |
| 4.4.2 暂堵剂粒度分析 | 第39页 |
| 4.4.3 输入最大孔喉尺寸 | 第39-40页 |
| 4.4.4 在暂堵剂粒度分布数据库中选取暂堵剂 | 第40页 |
| 4.4.5 绘制曲线 | 第40-41页 |
| 4.4.6 确定暂堵剂的匹配 | 第41页 |
| 4.4.7 绘制优化曲线 | 第41-42页 |
| 4.4.8 暂堵剂比例的最终确定 | 第42页 |
| 4.5 屏蔽暂堵剂效果室内评价 | 第42-44页 |
| 4.5.1 屏蔽环的有效性评价试验 | 第42-43页 |
| 4.5.2 屏蔽环的承压能力试验 | 第43页 |
| 4.5.3 屏蔽环的深度评价试验 | 第43页 |
| 4.5.4 反排解堵效果评价实验 | 第43-44页 |
| 4.6 理想充填复合屏蔽暂堵剂钻井液基本性能评价 | 第44-46页 |
| 4.6.1 优化硅胺基钻井液性能测定 | 第44-45页 |
| 4.6.2 优化钻井液渗透率恢复值评价 | 第45-46页 |
| 结论 | 第46-47页 |
| 参考文献 | 第47-50页 |
| 致谢 | 第50-51页 |