大位移井在海洋、滩海、湖泊及山地等复杂地区油气资源的高效开发中应用广泛，大位移井钻井技术具有约束因素多、作业难度大、作业风险高等基本特点，其井眼延伸极限的预测和控制对于安全钻进意义重大。在概述国内外大位移井钻井延伸极限研究进展的基础上，重点介绍了大位移井钻井延伸极限的预测模型和分布规律，提出了基于延伸极限的大位移井钻井优化设计方法，并应用大位移井钻井延伸极限理论分析了萨哈林地区Z–42大位移井的水平段旋转钻进极限及完井管柱下入极限，认为提升钻机性能可大幅度提高井眼延伸极限，旋转接头和减阻接头可提高完井管柱的下入极限。研究结果表明，开展大位移井钻井延伸极限预测理论和控制方法研究，可为大位移井的风险预测、优化设计及安全控制提供科学依据。

石油工程技术是实现油气勘探开发的手段，是推进油气发展的重要动力。为了实现复杂油气藏的高效勘探开发和剩余油气的挖潜增效，满足勘探开发日益迫切的石油工程技术需求，中国石化近几年重点开展了优快钻井完井技术、复杂地层测井录井技术、特殊储层改造技术等技术攻关和相关装备的研制工作，有力支撑了中国石化70多个盆地、500多个区块的油气勘探开发和海外5大区域近40个国家油田技术服务市场的开拓。综述了中国石化石油工程技术的发展现状，着重介绍了钻井完井、测井录井和储层改造方面取得的技术突破；结合中国石化石油工程技术的发展目标和新的技术需求提出了发展建议，即加快发展关键核心技术，进一步完善适用于超深油气藏、页岩油气藏、致密油气藏、东部老油田等的集成配套技术，并重视非常规能源、深水油气开发技术的研究，全力打造一体化服务能力。

文23储气库是我国中东部地区最大储气库，工程建设过程中遇到固井难度大、井漏严重、井筒封闭性评价困难、注采管柱要求高和老井井况复杂等技术挑战，为此开展了盐膏层固井、超低压储层防漏及保护、盖层段井筒封闭性评价、注采完井管柱设计和老井封堵与评价等技术攻关，形成了文23储气库关键工程技术，解决了文23储气库建设中的技术难题。文23储气库关键技术在现场应用后，固井质量显著提高，钻井液漏失量降低52.3%，井筒封闭性评价提高了施工决策效率，保障了储气库工程建设的顺利施工。文23储气库示范工程的建设，为类似储气库建设提供了技术保障和示范。

塔里木盆地及四川盆地海相碳酸盐岩油气资源埋深超过7 000.00 m，地层具有层系多、非均质性强和高温高压等特点，钻井难度大、风险高，存在机械钻速低、井筒完整性易失效等突出工程问题。为此，研制了一批新型钻井提速工具及耐高温测量仪器与固井工具，研发了耐高温的高密度钻井液体系、环保型低摩阻钻井液、高性能堵漏浆和防气窜固井水泥浆，发展了硬地层协同破岩快速钻井技术、缝洞型高压油气井“预–监–控–压”闭环式安全控制钻井配套技术及超深小井眼水平井井眼轨迹测控关键技术，完成了多口井深超8 000.00 m的高难度超深井钻井施工，创造了多项工程纪录，有力支撑了新疆顺北、川西超深海相碳酸盐岩油气的勘探开发。

深层油气勘探开发中，存在地质条件复杂，地层坚硬、研磨性强，井眼失稳严重，固井封固段长和间隙小等问题，这对尾管固井技术提出了更高要求。为应对深层尾管固井中尾管下入更深、负荷更大，尾管下入更加困难，井底温度更高、压力更大，以及井下环境更加恶劣等带来的挑战，十多年来国内进行了持续攻关和创新，取得了一系列重要进展—尾管悬挂器的功能从基本型、保险型、增强型，发展到了集成型；研制了内嵌式卡瓦、可旋转及液压丢手、平衡式双液缸、高压封隔和多功能集成型悬挂器，满足了深层油气开发需求，取得了显著的现场应用效果。与此同时，研制的各种尾管悬挂器，为顺北油气田、元坝气田、涠洲油田和川西地区等深层复杂油气田的规模化开发提供了固井技术支撑，并起到了很好的推动作用。综合研究认为，由于材料、信息、控制和制造等相关领域技术不断进步，尾管悬挂器技术以后将向集成化、智能化、信息化和实时化发展，从而满足更深层油气勘探开发的需求，支撑石油天然气工业持续、健康、快速发展。

近年来，中国石化持续加大了深层超深层油气、页岩气和致密油气的勘探开发，为满足油气勘探开发需求，研制开发了自愈合、纳米液硅、温度广谱性等高性能新型油井水泥外加剂，开发了具有自身特色的抗高温、高密度和低密度（两高一低）以及弹塑性水泥浆，形成了超深井高温高压固井技术、页岩油气固井技术以及超长封固段大温差固井配套技术，基本满足了复杂地质条件下的 固井技术需求，推动了中国石化油气勘探开发进程。成功开发了系列高性能尾管悬挂器、分级注水泥等系列化固井工具、新型自动化控制的水泥车和一体化注氮泡沫水泥浆系统等固井装备、具有自主知识产权的固井优化设计软件，提高了我国固井技术水平和核心竞争力。展望未来，中国石化固井技术发展要坚持以需求为导向，重点发展复杂深井超深井固井技术、低渗透与页岩油气固井技术、老油田调整井复杂压力体系固井技术，更好地服务于复杂油气藏高效勘探开发。同时，加强跨界融合，研发新型多功能、广谱化、智能化、一体化新型固井材料以及大功率、自动化、智能化、设计监控一体化固井设备是未来固井技术发展的方向。

针对水平井测井、压裂等作业中井下管柱下入困难的问题，国内外开展了井下机器人的研究与应用。根据井下机器人的结构特点及功能，将其分为井下牵引机器人和井下钻井机器人2大类，并详细介绍了其支撑机构、驱动系统、控制系统和能源供给系统等4大关键技术的功能、设计方案及性能参数。同时，总结归纳了国内外井下机器人的最新研究进展，指出小型化和安全性是井下机器人研究的目标、伸缩式智能控制钻井机器人是井下钻井机器人的主要发展方向，并基于井下机器人技术提出了连续油管多分支微小井眼水平井完井技术、连续油管智能闭环钻井技术和无线单桥塞水平井分段压裂技术。研究结果为我国井下机器人的研究、设计和应用提供了参考和借鉴。

控压固井技术能够解决窄安全密度窗口、浅层气、浅层流等复杂地层条件下的固井技术难题，防止井涌、井漏和气窜等复杂情况的发生。在介绍控压固井技术原理的基础上，分析了目前国内外控压固井的发展现状、应用情况及关键技术，包括控压固井技术的工艺流程、硬件装备和软件系统，并探讨了控压固井技术存在的问题与发展趋势。现场应用表明，控压固井技术能够显著提高固井成功率和固井质量；但现有控压固井技术未能充分结合固井作业的具体特征，存在计算模型缺乏、控制软硬件不配套和工艺不完善的问题。针对控压固井技术特征和目前存在的问题，给出了技术发展建议，以期为我国控压固井技术的发展提供指导和帮助。

为了预测非均匀地应力条件下不居中套管的最大应力，提高套管安全性，研究了基于支持向量机（SVM）的套管最大von Mises应力预测方法。首先确定了影响套管最大应力的关键因素，包括非均匀地应力、水泥环的弹性模量及泊松比、套管偏心距等8个因素；然后利用ANSYS软件构建了套管应力实验样本；最后建立了$\varepsilon {\rm{ - SVR}}$模型，实现了套管最大应力的预测。通过自学习，基于径向基核函数的SVM回归方法对于训练样本达到了很好的精度，5个测试样本的平均相对误差仅为1.32%，具有较好的预测精度，满足工程需求，且可以实现非均匀地应力条件下不居中套管最大应力的快速求解。研究结果为现场安全施工提供了理论依据。

为解决钻进复杂地层时普遍存在的井涌、漏失、坍塌和卡钻等井下故障，特别是“溢漏同存”窄安全密度窗口地层安全钻进的问题，研制了PCDS精细控压钻井系列装备，形成了欠/近/过平衡精细控压钻井技术，以及9种工况、4种控制模式、13种应急转换的精细控压钻井工艺，并在不同类型的复杂地层进行了应用，解决了“溢漏同存”窄安全密度窗口地层安全钻进的难题，提高了油气勘探发现率，大幅延长了水平井水平段长度，提高了单井产量。详细介绍了PCDS精细控压钻井装备的发展过程及最新进展，分析了PCDS精细控压钻井技术的现场应用效果，指出了控压钻井技术将向高效一体化方向发展，应用领域也将不断拓宽，其与信息化、智能化结合，将形成智能井筒安全控制钻井技术，为未来智能钻井技术奠定基础。

为满足深水钻井环保要求，开发了一种用于合成基钻井液的环保基液BIO–OIL，对比了BIO–OIL基液与常用基液的基本物理化学性能、黏温特性、碳原子数分布、生物毒性和乳液微观流变性，用BIO–OIL基液配制了深水合成基钻井液及高温高压合成基钻井液，并评价了其性能。结果显示，BIO–OIL基液的基本性能满足现场需求，生物毒性符合一级海域排放要求，乳液流体类型与3^#白油乳液流体类型相同，具有三维网状结构，可配制满足现场需求的深水合成基钻井液和高温高压合成基钻井液。用BIO–OIL基液配制的合成基钻井液在南海西部某区块3口井进行了现场试验，结果表明，该钻井液流变性能稳定，携岩性能强，井眼清洁效果好。研究表明，BIO–OIL基液是一种可用于合成基钻井液的环保基液，用其配制的合成基钻井液的性能满足深水钻井需求。

深水钻井时存在复杂地层井眼失稳、大温差下钻井液流变性调控困难等技术难题，需要研发适用于深水钻井的抗高温强抑制性水基钻井液。以丙烯酰胺、烷基季铵盐和2–丙烯酰胺基–2–甲基丙磺酸为单体，采用水溶液聚合法合成了深水钻井用低相对分子质量的聚合物包被抑制剂Cap；以Cap为主要处理剂，并优选其他处理剂，构建了深水抗高温强抑制水基钻井液。室内性能评价表明，低相对分子质量的聚合物包被抑制剂Cap对钻井液流变性的影响较小，包被抑制作用强；深水抗高温强抑制水基钻井液低温流变性良好，可抗160 ℃高温，高温高压滤失量小于9 mL，三次岩屑滚动回收率大于70%，抑制性强，可分别抗25.0%NaCl、0.5%CaCl₂和8.0%劣土污染。该钻井液在南海4口深水油气井钻井中进行了现场试验，取得了良好的应用效果，解决了低温增稠及井眼失稳等技术难题，具有现场推广应用价值。

为了解决胜利油田钻井过程中废弃物总量大、存在环境污染风险等问题，研究开发了抗高温环保钻井液，形成了钻井液随钻治理一体化、废弃钻井液资源化利用和废弃钻屑无害化处理等一系列钻井环保技术。该环保技术在胜利油田及其他油气田的钻井现场进行了集成应用，解决了钻井液环保性与功能性之间的矛盾，显著降低了钻井废弃物的总量与污染风险，初步实现了对钻井废弃物“源头设计，过程控制，末端治理”的目标。研究认为，胜利油田钻井环保技术是在钻井作业“绿色”、高效实施与可持续发展方面探索取得的初步成果，具有现实意义。结合目前环保技术发展所面临的实际问题，指出了胜利油田钻井环保技术应在废弃物前期处理随钻化、经济化，配套设备小型化、智能化，以及末端产物资源化等3个方面开展攻关研究。

随着深井、超深井以及特殊工艺井越来越多，对钻井液性能的要求也越来越高。为满足安全、快速、高效钻井需要，国内在钻井液开发与应用方面开展了大量研究与应用，并不同程度地满足了钻井工程的需要。尤其是，在抑制性钻井液、油基钻井液、超高温超高密度钻井液等方面取得了快速发展，形成了一系列实用的钻井液技术，逐步缩小了与国外的差距，特别是超高密度钻井液技术已居于国际领先地位。为了更清楚、更全面地了解近年来国内钻井液技术的发展情况，为国内钻井液的开发与应用提出有价值的建议，从抑制性和环保型钻井液、油基钻井液、超高温超高密度钻井液、泡沫钻井液和合成基钻井液等方面，对钻井液的开发、性能和应用情况进行了介绍，在此基础上分析了国内钻井液存在的问题和发展方向，并结合钻井实践，提出了未来需要重点开展的工作。研究结果对国内钻井液的开发与应用具有参考价值和指导意义。

针对井眼轨迹挠曲特性及其变化规律的表征问题，提出了井眼轨迹主法线角的概念及定义，厘清了井眼轨迹弯曲方向与导向钻具定向方向的本质区别。在此基础上，建立了井眼轨迹主法线角的通用方程，并结合常用井眼轨迹模型给出了主法线角的具体计算方法及公式；揭示了不同挠曲参数间的关系，创建了用特性曲线表征井眼轨迹挠曲形态的方法。研究表明：井眼轨迹的主法线角不同于导向钻具的工具面角，基于直角坐标系和极坐标系耦合的特性曲线可表征多组挠曲参数及其相互关系。研究结果厘清了现有理论与技术中的一些模糊认识，发展了井眼轨迹挠曲形态的表征方法。

采用PDC钻头钻进硬地层时，如果破岩扭矩较小或波动幅度较大，易造成钻头恶性振动和钻头使用寿命短，从而导致机械钻速低和钻井周期长。因此，建立了PDC钻头破岩所需门限扭矩的计算模型，以门限扭矩定量计算为核心、平稳传递钻柱应变能为手段，形成了硬地层稳压稳扭钻井提速技术。该技术通过优化井眼尺寸、选用合适的钻头和冲击类辅助破岩工具，降低破岩门限扭矩和门限钻压；通过选择合适的井下动力钻具，为钻头提供足够的破岩能量；通过选用减振工具和优选钻井参数，降低振动，保证钻头运动平稳。稳压稳扭钻井提速技术在夏河1井古生界硬地层进行了现场试验，二叠系机械钻速提高485.6%、全井机械钻速提高70.4%，取得了显著的提速效果。研究结果表明，稳压稳扭钻井提速技术能够提高硬地层机械钻速，可为复杂地层钻井提速提供借鉴。

鹰1井是顺北油气田的一口超深重点风险预探井，设计井深9 016.85 m（垂深8 603.00 m）。该井超深井段志留系柯坪塔格组与奥陶系桑塔木组等硬脆性泥岩地层、志留系裂缝性地层和奥陶系破碎性地层，在钻进过程中易出现井眼失稳、井漏、坍塌掉块等井下故障。为此，通过室内试验研究，分析了该井超深井段硬脆性泥岩地层井眼失稳机理、强压力敏感性裂缝性地层漏失原因及破碎性碳酸盐岩地层井眼失稳原因，应用“多元协同”井壁稳定基本理论，构建了SMHP–1强抑制强封堵钻井液，并制定了针对性强的防塌防漏技术措施。该井顺利钻穿大段硬脆性泥岩、裂缝性地层和破碎性地层，未发生井眼失稳及钻井液漏失，顺利钻至井深8 588.00 m完钻，创亚洲陆上井深最深纪录。现场应用表明，SMHP–1强抑制强封堵钻井液能够解决深部地层大段泥岩及破碎性地层的井眼失稳与漏失难题，为国内外深井超深井安全钻进提供了技术借鉴。

川深1井储层埋藏超深，陆相难钻地层研磨性强、可钻性差，大尺寸井眼提速困难，深部地层可钻性差、井身质量控制困难。为此，根据川深1井的地层特征，优化应用了一系列钻井提速技术：采用了气体钻井和泡沫钻井技术，以大幅提高机械钻速；采用了抑制泥岩水化膨胀的泡沫钻井液体系，以解决上部大尺寸井眼地层出水、井眼失稳及高效携岩的难题；采取了旋冲钻井技术、“孕镶金刚石钻头＋高速螺杆钻具”复合钻井技术钻进高研磨性地层，以提高钻井时效；采用了预弯曲动力学防斜打快技术，并配套高效PDC钻头和钻井参数优化，钻进深部难钻地层，以提高井身质量。川深1井钻井提速关键技术的应用，确保该井顺利钻至井深8 420 m完钻，创当时亚洲陆上钻井井深最深纪录，平均机械钻速提高至2.11 m/h，钻井周期缩短至475 d，取得了很好的现场应用效果，可为国内类似超深井高效钻井提供借鉴。

在能源需求和环保要求的双重压力下，天然气的消费量大幅增长，对海底天然气水合物进行大规模开采是必然的。目前，海底天然气水合物的开采还处于初级阶段，没有找到公认的合适的开采方式，最主要的原因是担心开采天然气水合物会造成其瞬间大规模气化，引发环境灾难。从人们所担心的问题出发，通过分析天然气水合物的开采原理，调研天然气水合物的开采实践，指出开采天然气水合物的主要物理过程是气化，而气化需要吸收大量的热量，但地层传递热量的速度非常慢。为此，天然气水合物的开采速度非常低。天然气水合物在其开采过程中虽然不可避免的会对环境产生一定影响，但不会对环境造成灾难性影响。

为了解决渤海油田常规分层注水中单井测调占用平台时间长、测调效率低，以及水平井和大斜度井适应性差等问题，研究了分层注水井电缆永置智能测调技术。将温度、压力、流量等测试单元集成于智能测调工作筒中，以电缆为传输电能和数据的介质，实现地面控制多口井、多层水嘴的连续开关，实时监测井下数据，形成了一套适用于海上油田的智能测调技术。38口井的应用实践表明，采用分层注水井电缆永置智能测调技术可大幅提高测调效率，缩短作业时间和减小作业空间，解决海上大斜度井、水平井测调难题。研究认为，该技术可为渤海油田经济、高效开发提供支持。

顺北油气田碳酸盐岩储层具有超深、高温和高破裂压力等特点，酸压改造时存在酸蚀裂缝短、导流能力递减快等问题，为此，提出了应用深穿透酸压技术对超深碳酸盐岩储层进行改造的技术思路，并进行了技术攻关研究。合成了酸用稠化剂、高温缓蚀剂，研制了抗高温清洁酸，并进行了酸液非均匀刻蚀导流能力试验，分析了在闭合应力为20～90 MPa时仅注入清洁酸、仅注入胶凝酸和先注入清洁酸再注入胶凝酸3种注酸方式下裂缝的导流能力；同时，研究了酸液非均匀驱替流动机理，优化了非均匀刻蚀酸压工艺参数。研究发现，采用“清洁酸+胶凝酸”组合注入模式，不仅酸蚀裂缝导流能力有较大幅度提高，有效缝长也增加近1倍。超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术在顺北油气田进行了5井次现场试验，酸压施工成功率及有效率均达到100%，酸压后平均日产油107.7 m³，平均酸蚀缝长133.20 m，取得了明显的储层改造效果。研究认为，顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术可极大改善超深碳酸盐岩酸压效果，可为国内类似储层的酸压改造提供借鉴。

为了解决随钻地质导向系统距离钻头远、检测信息少和检测精度低的问题，基于随钻扇区扫描原理，结合MEMS动态工具面检测技术、近钻头伽马旋转累计计数成像采集算法和随钻电阻率动态PID调节发射驱动成像采集算法，研制了高精度近钻头伽马成像测井仪和高精度随钻电阻率成像测井仪，实现了近钻头伽马16扇区测量与随钻电阻率128扇区测量。现场试验结果表明：随钻采集到的近钻头伽马成像测井数据可为复杂油气藏地质导向钻进提供技术支持；随钻电阻率成像测井数据与电缆测井数据吻合，可为随钻地层评价提供可靠数据。研究表明，利用近钻头伽马成像测井仪和高精度随钻电阻率测井仪可以获得高精度的测井数据，为地质导向和地层评价提供支持。

井筒封闭性对储气库的建设至关重要。枯竭砂岩气藏型储气库断层发育，在其建设过程中，存在井漏频发、盐膏层段固井质量难以保证等工程技术难题，对井筒完整封闭性构成潜在风险。为此，以文23储气库为例，研究了枯竭砂岩气藏型储气库录井关键技术。利用文23储气库注采气井的钻井录井资料，并结合前期勘探开发资料，从盖层封闭性、断层封闭性2个角度评价了井筒封闭性，建立了该储气库沙三段盐膏层断缺条件下的盖层识别与评价方法，形成了基于钻井液出口流量曲线变化形态的井漏原因判别模式和断层封闭性评价方法；为了提高井筒封闭的完整性，建立了该储气库沙三段盐膏层发育和断缺2种条件下钻穿盖层底界5.00～10.00 m卡准中完井深的方法。应用实例表明，以上述方法为核心形成的枯竭砂岩气藏型储气库录井关键技术，从地质和工程2方面解决了储气库井筒封闭性录井评价难题，有助于提高录井对储气库建设的技术支持力度与技术服务质量。