| 摘要 | 第4-5页 |
| ABSTRACT | 第5页 |
| 创新点摘要 | 第6-9页 |
| 前言 | 第9-11页 |
| 第一章 硅胺基钻井液体系综述 | 第11-17页 |
| 1.1 胺基钻井液体系综述 | 第11-14页 |
| 1.1.1 胺类抑制剂的发展状况 | 第11-12页 |
| 1.1.2 胺基钻井液的特点 | 第12页 |
| 1.1.3 胺类化合物抑制剂粘土水化的作用机理 | 第12-14页 |
| 1.2 硅类钻井液体系综述 | 第14-17页 |
| 1.2.1 有机硅氟类钻井液添加剂发展状况 | 第14-15页 |
| 1.2.2 有机硅氟聚合物的结构特点 | 第15页 |
| 1.2.3 有机硅氟聚合物的降粘机理 | 第15-17页 |
| 第二章 硅胺基钻井液体系基本配方试验 | 第17-23页 |
| 2.1 降滤失剂的优选 | 第17-18页 |
| 2.2 降粘剂的优选 | 第18-20页 |
| 2.3 抑制剂的优选 | 第20-21页 |
| 2.4 加重剂的优选 | 第21-23页 |
| 第三章 硅胺基钻井液体系的性能评价 | 第23-27页 |
| 3.1 基本配方 | 第23页 |
| 3.2 硅胺基钻井液体系高温稳定性评价 | 第23页 |
| 3.3 硅胺基钻井液体系抗污染能力研究 | 第23-24页 |
| 3.4 硅胺基钻井液体系抑制性研究 | 第24-26页 |
| 3.5 高密度钻井液沉降稳定性评价 | 第26页 |
| 3.6 渗透率恢复值评价 | 第26-27页 |
| 第四章 屏蔽暂堵技术研究 | 第27-44页 |
| 4.1 屏蔽暂堵技术 | 第27-29页 |
| 4.1.1 屏蔽暂堵技术概念 | 第27页 |
| 4.1.2 屏蔽暂堵技术的物理模型 | 第27-28页 |
| 4.1.3 屏蔽暂堵技术基本原理 | 第28页 |
| 4.1.4 屏蔽暂堵的意义 | 第28-29页 |
| 4.2 屏蔽暂堵作用机理分析 | 第29-30页 |
| 4.3 理想充填理论及D_(90)暂堵方法 | 第30-33页 |
| 4.3.1 理想充填理论 | 第30-31页 |
| 4.3.2 “d~(1/2)理论” | 第31-32页 |
| 4.3.3 D_(90)暂堵方法 | 第32-33页 |
| 4.4 屏蔽暂堵剂优选 | 第33-37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33-34页 |
| 4.4.2 暂堵剂粒度分析 | 第34页 |
| 4.4.3 输入最大孔喉尺寸 | 第34-35页 |
| 4.4.4 在暂堵剂粒度分布数据库中选取暂堵剂 | 第35页 |
| 4.4.5 绘制曲线 | 第35-36页 |
| 4.4.6 确定暂堵剂的匹配 | 第36页 |
| 4.4.7 绘制优化曲线 | 第36-37页 |
| 4.4.8 暂堵剂比例的最终确定 | 第37页 |
| 4.5 屏蔽暂堵剂效果室内评价 | 第37-40页 |
| 4.5.1 屏蔽环的有效性评价试验 | 第37-38页 |
| 4.5.2 屏蔽环的承压能力试验 | 第38-39页 |
| 4.5.3 屏蔽环的深度评价试验 | 第39页 |
| 4.5.4 反排解堵效果评价实验 | 第39-40页 |
| 4.6 理想充填复合屏蔽暂堵剂钻井液基本性能评价 | 第40-41页 |
| 4.6.1 优化硅胺基钻井液性能测定 | 第40-41页 |
| 4.6.2 优化钻井液渗透率恢复值评价 | 第41页 |
| 4.7 高密度硅胺基钻井液现场应用 | 第41-44页 |
| 4.7.1 施工区块及钻井液配方 | 第41-42页 |
| 4.7.2 钻井液维护处理过程 | 第42-43页 |
| 4.7.3 现场试验井及钻井液应用情况 | 第43-44页 |
| 结论 | 第44-45页 |
| 参考文献 | 第45-49页 |
| 攻读硕士学位期间发表文章目录 | 第49-50页 |
| 致谢 | 第50-51页 |
| 详细摘要 | 第51-57页 |