气举双梯度钻井技术(DGD)是解决深水钻井窄安全密度窗口导致的井筒复杂问题的重要方法。针对水基钻井液进行气举双梯度钻井的研究比较深入,而基于油基钻井液研究鲜有报道。本文的新思路是针对深水钻井工艺的特点,研究以油基钻井液为钻井循环流体时,利用氮气作为立管注入气时的气举双梯度钻井的井筒多相流动规律。在使用油基钻井液进行气举双梯度钻井时,必须了解气和油基钻井液混合物的PVT性质。这一研究的主要目的是找出以氮气作为注入气和以矿物油作为液相混合物的PVT特性,通过实验方法测定其泡点压力和溶解度等热力学参数,与水基钻井液相比,气体更易溶于油基钻井液。本文得到了氮气/矿物油混合物溶解度和泡点压力的计算新模型,这些新模型能够应用于稳态和非稳态水力参数计算模型中,以提高井底压力计算精度。流体PVT的测量是利用恒组分膨胀方法,在PVT装置的窗口单元上进行的。实验模拟立管条件,压力高达3600 psi,温度范围在68-176℉。实际中,最常见的表征气体在液体中的溶解度是气体/液体的泡点压力,本泡点压力的测量是通过PVT装置窗口单元进行的。通过蓝宝石窗口可观察被测液态的状态,目测法辅助解释P-V图寻找泡点压力,而气/液混合物的溶解度可由泡点压力确定。此外,采用MATLAB软件开发设计了稳态水力参数的计算程序。该计算方法可以确定在海洋立管的任何位置,在任何压力和温度钻井液的PVT参数。在油/水/氮混合物的PVT性质的计算时,能够得到在氮/矿物油的混合物中的溶解度和泡点压力。在此基础上,本文还比较了这些模型与传统的Standing关系式的相关性,Standing关系式为传统黑油模型的一种形式。对比表明,Standing关系式高估了在矿物油中氮的溶解度和低估了这种混合物的泡点压力。此外,Standing关系式预测温度与溶解度呈负相关关系,与泡点压力的直接相关。然而本文的实验研究和新模型的结果表明,在矿物油中氮的溶解度与该混合物的泡点压力反相关,而与温度是正相关关系。在高温地区深水钻井的情况下,这个问题是很重要的。利用本文所建立的模型和Standing关系式的两种模型对气举双梯度条件下(油/水/氮)PVT性质下进行了计算对比,得到了气举双梯度钻井的压力分布和最佳的注气速率图版。从立管中的压力分布看出,应用Standing关系式计算得到的溶解度和泡点压力高于由新的模型得到的数值,在恒气油比条件下,液体流量增加,Standing关系式和新模型计算得到的压力差值随之变大。这两个模型之间的压力差异的原因是Standing关系式较高估计了溶解度和较低估计了泡点压力,它假定更多的气体溶解在油中,最终导致计算的含气率较低;这种低含气率预测会使得立管中的压力有较高的计算值。因此,与本文所建立的模型相比,不推荐使用黑油模型用于氮和矿物油混合物的两相流压力计算。根据注气的优化设计,在静液柱压力主导区域较高的流体流速条件下,Standing关系式和新模型计算得到的压力差异变大,而在摩阻主导区,新模型和Standing关系式计算得到的压力之间的差异较小。这是由于溶解度的变化在静液柱压力主导区域(有较低的含气率)的影响比在摩擦主导区(有较高的含气率)的影响更大。最后模拟计算了在防喷器以上是两相流动,防喷器以下是单相流动的深水钻井的实际工况条件下,通过在防喷器以上的井筒内注入气体(氮气)来控制井底压力和井筒压力的情况。结果表明,在深水钻井中,与常规钻井相比,采用气举双梯度钻井可大大降低下入套管尺寸和层次,从而降低了套管成本和钻机时间成本,提高了钻井的经济效益。