准噶尔盆地深层超深层已成为油气资源勘探开发的重要接替阵地，随着钻探深度增加，地质条件越来越复杂，钻井技术难度越来越大。结合准噶尔盆地超深井钻井技术进展，根据该盆地地质构造特点、压力体系分布和地层岩性特征，剖析了造成井漏、溢流、井壁坍塌、机械钻速低的主要原因，梳理了近年来在井身结构优化、控压钻井、井壁稳定和钻井提速等方面取得的技术进步，分析了准噶尔盆地39口超深井的钻井情况和存在的不足，提出了提升钻井地质环境描述能力、丰富井筒强化手段和深化高效破岩技术等发展建议，以期对准噶尔盆地超深井钻井技术发展起到推动作用。

针对大庆油田古龙区块页岩油水平井钻井过程中存在井壁易失稳、摩阻扭矩大和钻井周期长等技术难点，以大庆页岩油高效快速开发为目的，分析了该区块地层特点和钻井施工难点，优化了三开井身结构，确保页岩目的层施工安全；根据实钻经验及现有技术水平，对井眼轨道进行优化，降低施工难度；针对二开直井段缩径、三开造斜段和水平段钻井周期长等问题，进行了井壁修整工具、旋冲螺杆钻井工具、清砂接头和水力振荡器等工具研究，并进行了钻井参数优化，形成了大庆油田页岩油水平井钻井提速技术。该技术在大庆油田古龙区块3口页岩油水平井进行了现场试验，平均完钻井深4 691 m，平均机械钻速19.03 m/h，机械钻速提高53.7%，平均钻井周期35.23 d。研究与现场试验表明，大庆油田页岩油水平井钻井提速技术可为大庆油田页岩油高效开发提供技术支撑。

为了提高长庆气田致密气开发效益，加大部署水平段长超4 000 m的水平井，但随着水平段长度增加，面临井眼轨迹控制困难、钻井液携岩难度大、钻具起下钻摩阻大、泥页岩井壁易失稳和尾管难以下至设计井深等技术难点。为此，应用优化钻具组合及强度校核技术，以保证施工的安全性；研发高性能水基环保钻井液体系并配合井眼清洁监测技术，以实现超长水平段的安全钻进；采用破裂板悬浮器下套管技术，以确保套管下入顺利；并结合该油田的实际情况提出了具体的技术措施，形成了长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术。长庆油田3口致密气水平井的超长水平段应用该技术后，均顺利完井，表明其可以保证超长水平段的安全施工。长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术为长庆油田致密气高效开发提供了技术途径。

南川常压页岩气田采用超长水平段水平井开发可提高其开发效益，但存在水平段极限延伸能力预测难、井眼轨迹控制难、井眼清洁效果差、钻柱摩阻扭矩大、套管下入难和固井易漏易气窜等技术挑战。为此，进行了管柱力学和流体力学分析，明确了超长水平段钻进和下套管时钻柱的受力状态，分析了超长水平段的水力延伸能力及关键影响因素。基于分析结果和南川页岩气田钻井实践，形成了井眼轨道优化设计、低成本高效导向钻井、井眼高效清洁、套管安全下入、超长水平段泡沫水泥浆固井等关键技术。上述技术在2口水平段长度超3 500 m的水平井进行了现场应用，全部使用国产的钻头、螺杆钻具及常规LWD，2口井平均钻井完井周期较设计缩短25.4%，实钻整体靶框控制在5 m以内，优质页岩钻遇率平均在90%以上，水平段复合钻进比例平均达90.45%，最大狗腿度0.15°/30m，高效成井的同时，实现了提速降本。南川页岩气田超长水平段水平井钻井关键技术，可为国内水平段长超3 500 m水平井的钻井提速提供借鉴。

为探明塔河油田寒武系沙依里克组、肖尔布拉克组及震旦系奇格布拉克组储层的发育特征及含油气情况，部署了预探井塔深5井，相关资料表明，该井超深层存在缝洞发育易井漏、地层倾角大易井斜、硅质白云岩压实程度高导致机械钻速慢等钻井技术难点。针对井漏问题，优选了抗温堵漏材料，优化了堵漏材料的配比和粒径，辅以随钻堵漏和渐进式堵漏方法，以逐步提高地层的承压能力；为解决井身质量控制和提速的矛盾，应用了垂直钻井工具+大扭矩螺杆的防斜钻井提速技术，能够兼顾防斜和提速；为解决白云岩地层可钻性差、研磨性强的问题，优选了减振耐磨的PDC钻头和扭力冲击器配合等壁厚大扭矩螺杆钻进。采用上述钻井关键技术后，塔深5井顺利施工并成功完钻，为后续塔河油田下部寒武系和震旦系钻井提供了技术途径、积累了技术经验。

为解决我国固井软件高度依赖进口、固井装备自动化水平低和固井信息管理能力不足等问题，研究了多装备协同控制方法、全工艺流程自动监控方法，研制了自动监控固井重大装备，开发了多功能、一体化的AnyCem^®固井平台系统，形成了新型自动化固井技术，实现了全流程自动化固井。该技术在辽河油田、长庆油田、西南油气田和华北油田等油气田应用85井次，施工参数监控准确率100%，水泥浆密度控制精度0.01 kg/L，水泥头倒闸阀、开挡销时间小于2 s，固井作业精准度整体提升80%以上。研究应用表明，基于AnyCem^®系统的自动化固井技术通过软硬件一体化交互，实现了固井复杂情况可预知、过程可控制和质量可保障，提升了固井设计的科学性和作业的精准性，可高效支撑复杂深层及非常规油气资源的勘探开发。

准确预测钻柱偏心旋转工况下的环空摩阻压降是复杂结构井控压钻井的重要理论基础，但常规钻井液环空摩阻压降计算方法无法直接计算复杂结构井的环空摩阻压降。为此，应用数值模拟方法，分析了偏心度（0～67.42%）和钻柱转速(0～114.65 r/min)对典型环空（ϕ127.0 mm钻杆和ϕ215.9 mm井眼）中摩阻压降梯度的影响。分析结果表明：偏心度小于45.00%时，转速和偏心度对摩阻压降梯度影响较弱，摩阻压降梯度随转速增大略有降低，随偏心度增大而增大；偏心度大于45.00%时，低转速（<60 r/min）下摩阻压降梯度随偏心度增大而降低，高转速（≥60 r/min）下摩阻压降梯度随偏心度增大而略有增大。基于数值模拟结果，建立了偏心度分类的无因次偏心环空摩阻压降梯度预测模型，计算了南海某水平井ϕ215.9 mm井段的ECD，并与PWD测试结果进行了对比，平均相对误差为0.45%，表明该模型具有较好的准确性。研究结果表明，无因次偏心旋转环空摩阻压降计算模型可以精细描述环空压力场和准确计算ECD，为控压钻井水力参数优化提供指导。

为解决准噶尔盆地硬脆性页岩地层井壁失稳的问题，在分析准噶尔盆地硬脆性页岩矿物组成与组构特征的基础上，根据多元协同井壁稳定理论，提出了以多尺度致密封堵为核心的协同稳定井壁技术对策，构建了多尺度致密封堵水基钻井液YHDF-1和YHDF-2。矿物组成和组构特征分析结果得知，准噶尔盆地硬脆性页岩地层井壁失稳与“微裂缝–裂隙–孔隙”的多尺度特征密切相关，加强封堵微纳米尺度缝隙，提高抑制页岩表面水化的能力，发挥合理密度钻井液有效应力支撑井壁的作用，才能协同强化稳定井壁。性能评价结果表明，多尺度致密封堵水基钻井液YHDF-1和YHDF-2可耐150 ℃高温，其400 mD砂盘的PPA滤失量分别为17.8和13.2 mL，可使页岩的渗透率降低90%以上。钻井液YHDF-1和YHDF-2分别在准噶尔盆地的D-72井和D-12井进行了现场试验，钻井过程中均未出现井壁失稳现象，试验井段平均井径扩大率均小于10.0%，电测均一次成功。研究和现场试验结果表明，多尺度致密封堵水基钻井液YHDF-1和YHDF-2具有优异的封堵防塌性能，可以解决准噶尔盆地硬脆性页岩地层井壁失稳的问题。

文23储气库属于枯竭砂岩气藏型储气库，建设前需要对无法再利用的老井进行封堵。为确保老井的封堵质量，保障储气库的完整性，引入挪威石油工业协会井筒完整性技术标准的井筒完整性设计理念，识别了文23储气库老井封堵前后的窜漏风险状况，设计了井屏障系统，研发了适用于高温气层的耐高温缓膨气密封封堵体系，制定了确保封堵老井井筒完整性的工艺，形成了以井屏障设计、施工和监控为基础的井筒完整性保障技术。文23储气库老井采用该技术进行封堵，现场施工成功率100％，老井封堵后的井筒完整性良好，经受住多轮次注采交变应力的长期作用。研究和现场应用结果表明，根据井筒完整性设计理念进行井筒完整性设计和施工，可以确保老井封堵后井筒长期的完整性，也可为类似储气库设计提供借鉴。

为抑制PDC钻头钻进硬地层时的粘滑振动，设计了一种可以为PDC钻头提供周向冲击载荷的脉动式扭转冲击钻井工具，并在介绍其结构设计和分析其工作原理的基础上，建立了计算其周向扭矩、直井工况下冲击功的数学模型，通过算例分析了其工作特性。分析结果表明：脉动式扭转冲击钻井工具的周向扭矩随排量增大而增大，随节流喷嘴直径增大而减小；在直井中的冲击功随钻柱扭矩和扭转角度增加而增大，随钻压增大而减小。脉动式扭转冲击钻井工具样机性能室内测试结果表明，该钻井工具能实现高频扭转冲击，且其工作频率、周向腔体压差和周向扭矩均随排量增大而增大。研究和测试结果表明，脉动式扭转冲击钻井工具的结构设计合理，能够为PDC钻头提供周期性扭转冲击载荷，抑制PDC钻头的粘滑振动。

传统堵漏材料对裂缝性漏失的封堵存在不足，针对该问题，将形状记忆聚合物材料引入封堵作业，利用其“温控形变”特性，制备出温敏型堵漏材料；采用热机械动力分析仪和形状恢复试验，评价了其玻璃态转变温度和形状记忆性能；通过裂缝封堵模拟试验，评价了温敏型堵漏材料的裂缝封堵效果，并探索了其裂缝封堵机理。研究结果表明：温敏型堵漏材料的形变温度（即玻璃态转变温度）可根据漏失层段位置需求在温度80～120 ℃范围内进行调控，形状记忆性能优异（形状恢复率大于95%），且耐温性能良好，初始热解温度230～258 ℃，可适用于温度80～120 ℃的地层，与传统堵漏材料复配后可封堵3～5 mm裂缝。研究结果可为研制和应用新型材料封堵裂缝提供参考。

为了解决渤海油田高含水阶段生产井分层控水采油难题，提高生产井的稳油开发效果，研制了电控智能控水采油工具。工具采用单芯电缆实现井下供电和通讯，设计采用多测试通道并列结构，配备流量、含水率、温度和压力实时测试功能；采用超声波时差法测量单层产液量，采用射频法测量单层产液含水率，能够根据各层含水情况进行实时控制，实现生产井生产时的控水稳油。工具性能试验结果表明，电控智能控水采油工具在60 MPa压力下密封性能可靠，120 ℃温度下工作正常，含水率测量范围0~100％，在流量高时流量测量精度高，满足海上油田现场应用要求。电控智能控水采油工具为海上生产井实现分层采油、高效稳产开发提供了新的控水工具，也为下一步海上油田现场应用奠定了技术基础。

为了快速准确预测水驱开发油田的采收率，在考虑储层特征、流体性质等影响原油采收率因素的基础上，建立了基于反向传播神经网络优化算法的采收率快速预测方法。首先，以蓬莱19-3油田地质特征和流体性质为依据，建立了油藏数值模拟地质模型，选取渗透率变异系数、原油黏度、油层净毛比和生产压差等4个关键因素，每个因素选取5个水平，采用油藏数值模拟方法对625组数据进行了模拟，建立了625组采收率及其影响因素关系数据库；然后，基于BP网络及优化理论，建立了快速预测采收率的人工神经网络方法。选取500组数据作为算法训练集，125组数据进行测试，测试结果表明，125组测试数据的预测采收率相对误差范围为−2.91%～5.07%，平均相对误差为0.16%，满足工程精度要求。多层水驱开发油田采收率快速预测方法为蓬莱19-3油田及其他同类油田采收率快速预测提供了新的技术手段。

针对油气井开采过程中的出砂问题，提出采用温敏性形状记忆聚合物材料填充射孔孔道的新型防砂方法，以达到简化施工程序、降低防砂成本和延长防砂有效期的目的。优选形状记忆聚氨脂泡沫作为原料，加工成粒径3～6 mm的不规则颗粒，并在颗粒外表面涂覆环氧树脂和固化剂，制备成膨胀颗粒防砂材料，试验评价了该防砂材料的膨胀性能、耐温性能、抗压强度、过流性能、挡砂性能和耐介质性能。试验结果表明：该防砂材料在温度60～70 ℃下开始膨胀，最高适应温度90 ℃；膨胀系数200 %，在约束空间中膨胀胶结后可形成整体硬质挡砂屏障，抗压强度4.5 MPa，渗透率90 D，可阻挡粒径大于0.15 mm的地层砂；其过流性能和抗堵塞能力明显高于树脂涂覆砂防砂材料。该防砂材料防砂形成的挡砂屏障具有高渗透、高强度和抗堵塞的特点，利用该材料防砂具有成本低、施工简单和不留管柱等优点，具有很好的推广应用价值。

砾石充填层堵塞是影响天然气水合物储层砾石充填防砂井产能优化的关键因素。在考虑泥质粉砂与二次生成水合物对砾石充填层复合堵塞情形的基础上，针对人造陶粒与石英砂充填介质，分别开展了泥质粉砂和水合物二次生成堵塞充填层的模拟试验，系统分析了堵塞过程。基于复合堵塞充填层机理及渗透率变化规律，构建了天然气水合物砾石充填防砂井砾石充填层堵塞后的产能预测模型并进行了案例分析。研究结果表明，在泥质粉砂和二次生成水合物堵塞条件下，充填层渗透率的降幅分别达93%与98%；复合堵塞造成充填层渗透率降低对产能的影响显著，堵塞后防砂井产能比的降幅达97%。大粒径砾石充填虽然能缓解产能受损，但效果不明显。研究认为，预防复合堵塞的关键是优化生产制度，避免水合物二次生成。

为了提高渤海油田渤中区块裂缝性储层的单井产能，降低开发成本，进行了鱼骨刺形多分支孔增产技术试验。鱼骨刺形多分支孔增产技术具有增产工具结构简单、施工便捷、平台负担小的特点，适合于海上平台作业，实施后可从主井筒向储层一次性钻成多组长12 m的分支孔，能够穿透近井污染带，沟通近井地带的油气流动通道，提高单井产量，在裂缝性储层增产方面具有巨大的应用潜力。首先，通过地面试验分析了裂缝性硬地层岩石的可钻性和分支孔眼轨迹的可控性；在此基础上，优化了水力参数和施工方案，并在渤中区块某探井进行了井下试验。该探井实施鱼骨刺形多分支孔增产措施后，比采气指数提高29%以上，日产气量提高20%以上。试验结果表明，鱼骨刺形多分支孔增产技术可以提高渤海油田渤中区块裂缝性储层的单井产能，且该技术成本低，为渤海油田渤中区块效益开发提供了技术支持。

现有水力冲击技术存在配套工具适应井况有限、性能不稳定和技术机理未进行试验验证等问题，为此，基于海上油田储层及工程特点，进行了水力冲击工具优化及井下试验。通过优化水力冲击工具尺寸、工具材质及抗压强度和改进冲击片关键部件等，形成了适合于海上油田的水力冲击工具。该工具在储层条件接近海上油田储层的长庆油田3口低产低效井进行了井下试验，共采集了6～20个脉冲波形，持续20～60 s，主要技术机理为水力脉冲作用；工具性能稳定，冲击片破裂压力精度高；该技术可显著增强注水井的增注效果，试验井注入能力大幅提升。水力冲击工具优化后，为其在海上油田大尺寸井筒条件下的应用提供了依据。

为了研究偶极横波远探测测井识别碳酸盐岩地层异常体的可靠性，在碳酸盐岩地层中设计钻探了直井、水平井2种试验井，进行了偶极横波远探测测井。测井解释结果表明，偶极横波远探测测井在碳酸盐岩直井中能准确识别出异常体及其方位，在碳酸盐岩水平井中识别出的异常体位置基本可靠。塔河油田1口井和顺北油气田1口井采用了偶极横波远探测测井技术，2口井测井识别出的异常体位置与通过酸压曲线判断的异常体的位置相对应。研究结果表明，偶极横波远探测测井能准确识别出碳酸盐岩地层中的异常体，可为碳酸盐岩储层评价和碳酸盐岩油气藏的开发提供支持。

在高温高压、超深大斜度等特殊复杂井况下，由于工艺和仪器的局限性，传统测井方式无法满足油气资源的安全高效开发要求，直推储存式测井系统等测井新工艺被广泛应用。为此，在介绍高强度高温高压直推存储式测井系统组成的基础上，总结了其技术优势，分析了该系统在四川盆地及塔里木盆地超深井的典型应用场景和应用效果。现场应用表明，直推存储式测井系统在超深井测井一次成功率不低于95%且耗时最少，可以解决大摩阻、井漏及复杂井眼轨迹条件下的测井难题，较其他测井方式的测井时效和施工成功率更高，在复杂超深井测井中潜力巨大，具有广泛的推广价值。

随着世界各国“双碳”目标的提出，能源结构低碳化转型成为必然，传统石油工程作业中的碳减排已成为国内外石油公司的关注重点。概述了国外大型油公司和油服公司的低碳转型发展策略，从电动化装备、井下工具、井下流体、工艺技术和信息技术等方面，介绍了国外石油工程碳减排技术的发展现状，并从地质工程一体化、“工厂化”钻井模式2方面介绍了国外石油工程碳减排作业管理模式的发展现状。我国石油工程碳减排技术与作业管理模式取得了较大进展，但与国外相比，差距仍然较大。为此，基于国外石油工程碳减排技术和作业管理的发展现状，得到了我国石油工程碳减排技术发展的几点启示：做好石油工程碳减排技术顶层设计，加大碳减排工程技术创新力度，优化石油工程管理模式，加强政策扶持，加速推进石油工程碳减排人才队伍建设。这对推动我国石油工程行业碳减排技术发展、加快油气行业绿色低碳转型和高质量发展具有现实意义。