与陆地钻井相比,深水钻井的井筒压力控制和井控水力参数设计更加困难,主要原因之一是深水井筒多相流动规律更加复杂,井筒大温差和高压条件下多组分流体存在复杂的相变机制,使得目前的井筒多相流动理论模型无法完全满足工程计算的要求。本文主要从深水井筒复杂温压条件下酸性气体与钻井液的多相平衡规律、流体相变过程中的相间传质传热机理、考虑复杂流体相变的深水井筒多相流模型、以及深水钻井井控期间的多相流动规律四个方面开展研究,旨在推动深水钻井井筒压力安全控制理论的进步。针对深水钻井发生气侵后井筒内会存在富气相（包括气相、液相和超临界相）、钻井液相以及水合物相的复杂流动系统,考虑含酸性气体和极性物质体系内的分子间非对称相互作用,提出了改进的Peng-Robinson状态方程,推导得到了统一的钻井液相中气体组分的多参数平衡常数关系式,建立了不同流体组分在不同相态中的逸度模型;基于Gibbs自由能最小化原理,构建了兼顾相稳定性判断和相组成分析的多组分流体多相平衡模型。建立了CH4+CO2+H2S+H2O体系的相平衡实验数据库,提出了对相平衡模型参数进行同步确定的多参数非线性拟合算法,采用多元系统的实验数据进行了验证,结果表明非水合物相气体组成的平均误差为5.41%,计算精度优于目前常用的多相流相平衡模型,并且水合物相组成计算的收敛性较传统模型更好。应用建立的模型,分析了深水井筒复杂温度和压力条件下含酸性气体体系的相行为。研制了气体溶解度实验装置,采用取样分析法对CH4和CO2在纯水、盐水、聚合物溶液、白油以及钻井液中的溶解度进行了测量。考虑不同温度和压力条件下钻井液中气体与盐、聚合物以及基油之间的复杂相互作用,推导得到了气体在钻井液中的溶解度理论模型,模型验证发现水基钻井液中各实验点的平均计算误差为3.487%,油基钻井液中的平均计算误差为6.751%。实验测量和模型计算结果表明:无机盐添加剂可以明显降低气体在水中的溶解度,相同的摩尔浓度下不同盐对气体溶解度的抑制效果由高到低依次为Na2CO3＞Ca Cl2＞Na Cl＞KCl;不同聚合物添加剂的作用效果相似,会一定程度上降低气体的溶解度;气体在油基钻井液中的溶解度,显著大于其在水基钻井液中的溶解度;酸性气体组分在不同钻井液中的溶解度显著大于CH4。揭示了深水井筒内流体相变对多相流动的影响机制,构建了不同多相流流型条件下的相间传质和传热速率模型。针对关井后井筒内气泡的运移过程,首次考虑水合物壳内传质阻力随水合物生长过程的变化,提出了表征水合物壳内水分子渗吸和气体分子扩散的控制方程;考虑水合物相变对气泡界面性质的影响,提出了水合物气泡表面传质系数的关系式,建立了运动气泡的水合物相变以及气体溶解速率模型。从理论上解释了气液界面水合物相变速率随时间逐渐减缓的实验现象,水合物生成速率的平均计算误差缩减至14.3%,气体溶解速率的平均计算误差为4.57%。考虑井筒多层复合传热过程以及井筒与外界系统的传热耦合机理,考虑复杂流体相变过程中非稳态的传质和传热速率,利用不同流体组分的浓度在时间和空间上的变化描述混合流体的复杂相行为,建立了含流体相变的深水井筒多相流动理论模型,提出了全隐式的多相流模型数值求解方法。应用深水钻井发生气侵后的实测数据以及其他含流体相变的多相流现场测量或室内实验数据,对建立的多相流模型和数值求解算法进行了验证,发现不同流动参数的计算误差基本在6%以内。结合南海深水井算例,利用编制的“深水钻井井筒流体相态分析及多相流动参数计算软件”,分析了溢流、关井以及循环排气期间的井筒多相流动规律。模拟结果表明:（1）采用水基钻井液循环时,气体溶解和水合物相变会显著减缓溢流期间泥浆池增量和井底压力的变化,使深水钻井气侵早期具有隐蔽性,但相变等因素会导致流体温度显著变化,可以作为气侵辨别的关键信息之一。关井后井底压力上升至地层压力所需的时间主要与储层渗透率有关,关井时间过长会导致自由气相进一步溶解和生成水合物。酸性气体组分的含量越高,气侵的隐蔽性越强,存在少量的H2S时井筒水合物生成区域的范围会显著增加;高含酸性组分时,混合气体在井筒中会存在气相、液相和超临界相的转变。在本算例下,CO2气侵后井筒内的最大溶解气含量是CH4气侵的10.88倍,推荐采用3 MPa以上的井口回压,抑制循环排气过程中溶解的CO2由于溶解度下降而快速析出造成的井眼压力损失。（2）采用油基钻井液循环时,与使用水基钻井液时相比,相同的初始气侵速率下,泥浆池增量和井底压力的变化速率更缓慢,对于一定精度的泥浆池检测设备,气侵诊断所需要的时间明显更长。关井阶段,井底压力上升至地层压力后基本不再继续上升,溢流气体主要以溶解气相的形式存在,关井套压不能真实反映气侵的严重程度,推荐采用5 MPa以上的井口回压以减小循环排气期间溶解气快速析出对井筒压力控制的影响。此外,溢流、关井以及循环排气期间,井筒内油基钻井液中基本没有水合物生成。