随着油气勘探开发逐渐向非常规、低渗透、深层、深水等复杂油气领域发展，钻井工程在安全、经济和效率等方面面临一系列难题和挑战。基于大数据和人工智能等前沿技术的智能钻井技术，有望实现钻井过程的超前探测、智能导向、闭环控制和智能决策，从而大幅提高油气井产量和采收率，降低钻井成本，近年来已成为国内外研究热点。详细介绍了国内外智能钻井关键技术的发展现状，包括井眼轨道智能优化、钻速智能优化、智能导向钻井、井下闭环调控、智能监测与决策等技术，并分析了国内外智能钻机、智能钻杆、智能钻头、智能控压钻井系统和智能导向钻井系统等装备的主要进展，指出基于我国人工智能技术的高速发展，需要加强钻井工程与前沿理论、技术的跨界融合，强化协同创新，建立完善的智能钻井理论与技术体系，为实现我国复杂油气资源高效勘探开发和油气发展战略提供技术支撑。

长庆油田陇东地区页岩油超长水平段水平井钻井过程中存在井眼轨迹控制困难、机械钻速低、水平段堵漏难度大、井壁易失稳和完井套管下入困难等技术难题，为此，进行了井眼轨道设计及井眼轨迹控制技术优化，优选旋转导向钻具组合，应用高性能水基钻井液和套管漂浮下入技术，根据漏层特点和漏失速度采取不同的堵漏技术措施，形成了页岩油超长水平段水平井钻井技术。该技术在陇东地区华H50–7井进行了应用，顺利完成长度4 088.00 m的超长水平段钻进，创国内陆上油气井最长水平段纪录，表明该钻井技术可以满足陇东地区页岩油高效开发的需求，也为国内其他地区超长水平段水平井钻井提供了借鉴。

塔里木克深9气田超深井具有井眼超深、高温和高压的典型特征，钻井过程中存在钻井周期长、盐膏层高压盐水与薄弱漏层同存、盐上高陡地层防斜打快难，吉迪克组地层和致密砂岩储层机械钻速低等问题。为解决这些问题，在盐上地层应用了垂直钻井工具，并优选了高效PDC钻头，在盐膏层采用了高密度油基钻井液、控压放水技术和盐膏层安全钻井技术，在致密砂岩储层应用了360旋转齿钻头、涡轮钻具+孕镶钻头提速技术，形成了克深9气田复杂超深井钻井关键技术。该技术在克深9气田2口井进行了现场应用，平均钻井周期缩短12.0%，故障处理时效降低4.1百分点，平均机械钻速提高13.0%。研究结果表明，塔里木克深9气田复杂超深井钻井关键技术能够满足该气田超深气藏高效勘探开发的需求，对国内外类似超深井高效钻井具有一定的借鉴。

南海西部北部湾盆地地层微裂缝发育，水敏性强，尤其是涠洲组2段地层井眼失稳问题突出，导致井下故障频发。为了提高北部湾开发井钻井效益，使用废弃井槽，在隔水导管内开窗侧钻建立井口，以高效利用槽口资源；表层井段使用海水聚合物钻井液，同时减小其井眼直径，达到增加表层井段钻深的目的；目的层井段使用强封堵全油基钻井液钻穿涠洲组2段地层；在优选钻井液的基础上，将三开井身结构优化为二开井身结构，提高了目的层井段钻井安全，同时提高了机械钻速、缩短了钻井周期，最终形成了北部湾盆地开发井高效安全钻井技术。该技术在北部湾盆地多个油田30余口井进行了现场应用，避免了槽口资源浪费，降低了表层井段钻井液成本和目的层井段发生井下故障的概率，全井段机械钻速提高超过20%，钻井周期缩短近25%。北部湾盆地开发井高效安全钻井技术为类似油田的高效开发提供了技术借鉴。

针对现有页岩气水平井井壁稳定力化耦合分析大都仅考虑水化作用对岩石强度的影响，鲜有考虑水化应力应变影响的情况，以弹性力学和岩石力学等理论为基础，同时考虑水化作用对岩石力学参数的弱化效应和附加水化应力，建立了力化耦合作用下层理性页岩气水平井井壁坍塌压力预测模型，研究了层理性页岩气水平井井壁失稳机理，分析了影响井壁稳定的因素及影响规律。研究结果表明：存在层理面时，会使坍塌压力大幅升高；沿层理面方位钻进，井壁稳定性最好；当水化时间一定时，坍塌压力随距井壁径向距离增加而降低，水化时间越长，近井壁处易坍塌区域越大；考虑水化应力影响后坍塌压力会大幅升高，在设计钻井液密度时，不能忽略水化应力的影响。研究成果丰富了页岩气水平井井壁失稳理论，对层理性页岩气水平井钻井设计具有指导作用。

针对现有钻井液润滑剂耐温与环保性能难以兼顾的不足，以天然脂肪酸、有机多元醇等为原料，合成了钻井液环保润滑剂SMLUB-E。室内试验发现：膨润土浆中加入1.0% SMLUB-E时，摩阻系数可降至0.05，且形成的润滑膜强度高；聚磺钻井液中加入2.0% SMLUB-E，可使摩阻系数从0.31降至0.08，其润滑性能优于加入8.0%原油；SMLUB-E耐温160 ℃，对钻井液的流变性、滤失量无不利影响，无毒，环保性能好。SMLUB-E在塔河油田TP238CH井等深井进行了现场应用，加入SMLUB-E的钻井液中表现出良好的润滑降摩性能，大幅降低了井下摩阻，避免了托压、卡钻等复杂情况发生。研究结果表明，SMLUB-E具有良好的耐温性与环保性，能有效解决深井超深井钻井井下摩阻大的技术难题。

顺北鹰1井二开采用ϕ444.5 mm钻头钻至井深5 395.00 m中完，需下入ϕ339.7 mm技术套管固井。固井施工存在套管悬重大、裸眼段长、二叠系火成岩易漏失层发育和超深大尺寸分级注水泥器下入难度大等技术难题，造成下套管过程中易发生阻卡和注水泥时易发生返性漏失等井下故障。因此，针对顺北鹰1井的特殊工况，通过校核载荷配套下套管工具、优化通井措施、设计套管下放速度和调整钻井液性能，确保套管顺利下入；通过设计适用于超深井的大尺寸分级注水泥器和固井施工流体排量、采用非连续式分级注水泥工艺和复合低密度防漏水泥浆，防止注水泥过程发生漏失，保证固井质量。顺北鹰1井二开固井采取上述技术措施，ϕ339.7 mm套管顺利下至设计井深，注水泥过程中只出现轻微漏失，易漏失层位固井质量中等，实现了有效封固。顺北鹰1井ϕ444.5 mm长裸眼段顺利封固，为顺北油气田大尺寸长裸眼固井积累了成功经验，其固井技术措施可为国内深井超深井大尺寸长裸眼固井提供借鉴。

为有效开发伊拉克H油田特低渗透油藏Sadi油藏，针对该油藏的特征和鱼骨井钻井条件，综合考虑地质、油藏及工程因素，进行了鱼骨井井眼布置方案优选方法研究，以获得既能满足开发要求又能在极限钻井条件下顺利钻井的鱼骨井井眼最优布置方案。以Sadi油藏地质条件和常规定向井钻井能力为基础，确定了鱼骨井主井眼及分支井眼的极限钻井深度；以累计产油量为目标，分析了鱼骨井主要参数（分支井眼数量、分支井眼长度、相邻分支井眼的间距、分支井眼与主井眼夹角）及不同鱼骨井井眼布置方案对累计产油量的影响，确定出累计产油量较高的井眼布置方案；以鱼骨井不同井段井眼轨道的钻井难度，建立相应模型评价了鱼骨井井眼不同布置方案的钻井风险，确定出钻井成本较低的井眼布置方案，最后优选出4分支井眼、分支井眼长730.00 m和3分支井眼、分支井眼长800.00 m的最优井眼布置方案。采用优化的井眼布置方案，累计产油量较高，钻井风险可控，钻井成本低。提出的鱼骨井井眼布置方案优选方法将钻井工程和地质油藏工程紧密结合，为油藏工程师优选鱼骨井井眼布置方案提供了思路，并为其他相似油藏进行鱼骨井井眼布置方案设计提供了借鉴。

极地的低温环境会使橡胶逐渐变硬甚至玻璃化从而丧失原有的弹性，易导致钻井泵、防喷器等关键钻井设备出现密封失效问题，影响正常生产并带来安全隐患。因此，需要对极地钻井关键设备所用橡胶密封材料进行优选。按照国家标准GB/T 528—2009和GB/T 7759.2—2014，在20～–50 ℃温度环境下对橡胶材料进行了单轴拉伸和压缩永久变形试验，将试验数据与多种常见超弹性本构模型进行拟合得到了模型参数，分析了这些本构模型在低温条件下的适用性；利用有限元分析软件ABAQUS，模拟分析了–45 ℃温度下处于工作状态的O形橡胶密封圈的密封性能，找出了设备在低温条件下容易发生密封失效的位置。分析认为，在低温、小变形条件下，Polynomial（N=2）模型和Ogden（N=3）模型能更准确地描述橡胶的力学性能；硅橡胶、气相胶、丁腈橡胶在极地环境（–45 ℃）下依然保持优越的密封性能，可以作为极地钻井关键设备用橡胶密封材料。低温下超弹性本构模型的分析和橡胶密封材料的优选，可为我国后续极地钻井提供理论指导与支持。

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经水驱在高部位形成了大量的“阁楼油”，而用氮气驱替“阁楼油”时，由于横向驱动作用弱，在井间富集了大量剩余油。为此，根据塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏储层特征及剩余油分布特征，进行了气水复合驱技术研究。在利用物理模拟试验分析气水复合驱油机理的基础上，根据剩余油分布特征，构建了气水复合驱开发模式；根据井间连通通道的特征，设计了开发井网；利用历史水驱数据和累计注气量，设计了气水复合驱参数。塔河油田4区7个注采井组应用了气水复合驱技术，井组产油量平均增加80.0 t。这表明，气水复合驱中的气驱首先将“阁楼油”驱替到水驱通道，水驱提供横向驱动力再将其驱出，从而提高了剩余油的动用程度。

古城油田B125区块普通稠油油藏储层非均质性严重，原油平均黏度达1 000 mPa·s以上，进一步提高采收率难度大。为此，通过增黏性、流变性和驱油试验，评价了超高分子量聚合物提高普通稠油采收率的技术优势，考察了含硫污水对聚合物溶液性能的影响。试验表明，超高分子量聚合物增黏性优越，相同质量浓度下较常规聚合物溶液黏度高40%以上；黏弹性强，相同黏度下较常规聚合物采收率提高3.4百分点以上；含硫污水会造成聚合物溶液黏度降低10%以上、弹性明显减弱和采收率提高幅度降低3.0百分点。B125区块部署注聚井22口，截至2018年底，累计注入0.22倍孔隙体积的聚合物溶液，注入压力上升3.5 MPa，日产油量增加45.0 t，含水率降低9.0百分点，累计增产油量1.84×10⁴ t，阶段采收率提高1.19百分点。研究与应用表明，超高分子量聚合物驱技术可以大幅提高较高黏度普通稠油油藏的采收率。

为了完善复合电热化学聚能冲击波技术的工艺参数优化及效果评价，首先进行了大尺寸混凝土岩样的复合电热化学聚能冲击试验，评价了该技术的冲击破岩效果和控制因素；然后建立了可实现强动载重复冲击的数值模型，进行了大尺寸岩样模拟试验；最后利用数值模型系统评价了冲击次数、峰值压力、岩石弹性模量和地应力对措施效果的敏感性，分析了各工艺参数对岩石裂缝数量及作用距离的影响规律，并预测了措施后的增产效果。试验结果表明：复合电热化学聚能冲击波技术可将常规电脉冲的脉冲宽度扩展约1.5倍，冲击峰值压力提高约3.0倍；岩样冲击6次后，产生4条宏观裂缝，模拟井眼周围产生不同程度的破碎。该研究结果为利用复合电热化学聚能冲击波技术的工程应用提供了理论指导。

针对超低渗透油藏部分水平井生产一段时间后，出现单井产能降低的问题，开展了超低渗透油藏水平井储能压裂机理研究与现场试验。根据岩石破坏机理，进行了室内储能压裂模拟试验，利用声发射信号检测储能压裂对试件内部的破坏情况，并采用有限元法计算近井地带地应力变化情况。试验及数值模拟结果表明：在高孔隙压力作用下，天然裂缝面错动痕迹明显，憋压过程中试件内部产生了大量微破裂；压裂后焖井过程中，一段时间内地应力场受到影响。研究表明，压裂前注入适量的驱油压裂液，压裂后焖井进行渗吸扩散，可以有效补充地层能量，同时结合优化后的体积压裂重复改造技术，能够进一步增大压裂改造体积和裂缝复杂程度。该技术对能量亏空、裂缝闭合导致的低产水平井提高产量具有较好的适应性，可为同类超低渗透油藏重复压裂提供技术参考。

低渗透储层采用常规压裂工艺改造后，存在压裂改造波及体积小、有效期短和改造效果差等问题。为了提高低渗透油气田增储上产水平，根据油藏地质特点和多级转向压裂起裂机理，研制了溶解度高、溶解速度快、残渣含量少和对储层渗透率伤害小的高性能水溶性暂堵剂，并形成了多级转向压裂技术。在地层压开裂缝后，实时向地层中加入该高性能水溶性暂堵剂形成瞬时暂堵，提高缝内净压力，通过暂堵转向产生微裂缝和分支缝，从而形成复杂的网络裂缝，实现体积改造的目的。多级转向压裂技术在新疆油田X区块应用后，产油量大幅提高，单井日增油量为常规压裂井的2.0倍；稳产时间长，有效期较常规压裂井延长50%。多级转向压裂技术解决了低渗透砾岩储层改造难题，为低渗透砾岩储层开发后期稳产提供了新的技术手段。

为了准确分析高频电磁加热过程中影响稠油储层温度分布的因素，以电磁场和传热理论为基础，考虑稠油储层电导率、相对介电常数随频率变化，导热系数、比热容随温度变化的实际情况，建立了描述储层性质动态变化的数学模型，并采用多物理场模拟软件COMSOL求解数学模型，采用对比法分析了不同因素对温度分布的影响规律。计算分析发现：电磁波功率的提高有助于增大储层加热深度；较大的电磁波频率可引起波源附近储层温度升高，但温度随深度增大急剧下降；考虑储层性质动态变化时计算出的温度分布，与假设储层性质恒定时的计算结果存在差异；在一定变化范围内，储层温度值随相对介电常数和电导率增大而增大。研究结果表明，储层性质、电磁波功率和频率对储层的温度分布有明显影响，建立的考虑储层性质动态变化的数学模型为高频电磁加热稠油技术的现场应用提供了理论依据。

苏北盆地复杂断块油藏CO₂驱油效果差异较大，为制定提高CO₂驱油效果的有效措施，分析了其主要影响因素。对苏北9个CO₂驱区块的相关数据进行了统计，分析了井型、压裂情况、注气前油井产油量、注采比和注气方式等对CO₂驱油效果的影响。分析结果为：直井的开发效果好于水平井，非压裂井的效果好于压裂井，油井初产量越高则CO₂驱油效果越好，最佳注采比为2.5左右，而注CO₂方式对开发效果影响不大。研究结果表明，低渗透油藏采用的井型、油井是否压裂、注气前油井产油量是影响CO₂驱油效果的主要因素，在研究制定提高苏北盆地复杂断块油藏CO₂驱油效果的技术措施时，应充分考虑这些主要影响因素。

在不同井眼环境和地层条件下，随钻方位伽马能谱响应会有一定差异，从而影响后续的测井解释及地质导向结果，因此，有必要研究井眼和地层因素对随钻方位伽马能谱的影响规律，以消除其带来的不利影响。对比分析了现有随钻方位伽马能谱测井仪器结构，选择了其中一种结构作为研究对象，建立了相应的MCNP计算模型；采用蒙特卡罗方法模拟了随钻方位伽马能谱测井在不同井眼、地层条件下的响应，得到了钻井液密度、钻井液中KCl含量、地层骨架，以及倾斜放射性地层的倾角、方位角、厚度对随钻方位伽马能谱测井的影响规律，在此基础上，给出了非地层因素影响的校正方法。研究结果表明：计数率与钻井液中KCl含量和地层倾角及厚度正相关，与钻井液密度、地层骨架密度和地层倾斜界面方位角负相关；KCl能改变能谱形状，其他因素不改变能谱形状。研究表明，利用井眼影响因素校正后的计数率或能谱计算的泥质含量及K，U和Th的含量更接近真实值，可为测井解释及地质导向提供更可靠的指导。

研究不同天线组合的边界探测深度是研发随钻超深电磁波仪器的基础工作。采用数值模拟方法，研究了轴向天线、水平天线和倾斜天线3种接收天线的探测深度和响应特征，结果发现：随钻超深电磁波仪器的探测深度与线圈距、工作频率及地层电阻率对比度相关；不同电磁场分量对地层界面响应特征不同，超深探测轴向接收天线测电阻率比常规电磁波更容易受邻层影响；采用水平接收天线时，天线距越小，工作频率越大，定向电动势信号幅度越大；采用倾斜接收天线时，天线距越大，工作频率越大，相对定向信号幅度越大。对于随钻超深电磁波仪器，采用水平接收天线时天线距要小，采用倾斜接收天线时天线距要大；多个频率和天线距的组合可以增大随钻超深电磁波仪器的探测深度和对地层电阻率的适应性；通过降低工作频率、增大天线距，可使随钻超深电磁波仪器的探测深度达到20.00～30.00 m。研究认为，该探测深度能弥合地震和测井之间的差距，使随钻油藏描述成为可能。

洞穴、裂缝及缝洞组合体是火成岩、碳酸盐岩储层的重要存储空间，具有各向异性明显、非均质性极强的特点，测井识别及定量评价难度大。为了给洞穴型地层测井识别与评价提供理论依据，基于有限元法，采用数值模拟方法分析了井径、钻井液电阻率、基岩电阻率、洞穴半径、洞穴填充物及洞穴与井壁的距离等因素对双侧向测井响应的影响。结果表明：在近井眼洞穴型地层中，由于洞穴的存在使双侧向电阻率明显减小，且随着洞穴半径增大，双侧向电阻率的减小幅度也增大；洞穴中心处的双侧向电阻率最小，随着洞穴半径增大，深、浅侧向电阻率都减小；双侧向电阻率随着洞穴与井壁的距离增大而增大，且浅侧向电阻率的增大程度明显高于深侧向电阻率。研究结果可为洞穴型地层双侧向测井资料的解释提供理论指导。