塔里木油田HLHT区块储层埋藏深、上部地层松软和下部地层岩石可钻性差，导致出现机械钻速低、钻井周期长等问题，在将井身结构优化为塔标Ⅲ三开井身结构的基础上，把提速重点聚集于二开井段，通过分析地层的可钻性，优选钻头及配套提速工具，并结合钻井实践经验，制定了二开钻井提速技术方案：二叠系以上地层，采用长寿命大扭矩螺杆/国产高效螺杆+ STS915K型或MS1952SS型高效PDC钻头复合钻井提速技术；二叠系及其以下地层，采用Torkbuster扭力冲击器+U513M型或U613M型专用PDC钻头钻井提速技术。现场应用表明，HLHT区块超深井应用钻井提速配套技术后，平均机械钻速逐年提高，从5.55 m/h逐渐提高至8.82 m/h，平均钻井周期逐年缩短，从131.0 d逐渐缩短至86.1 d。这表明，HLHT区块超深井钻井提速配套技术提速效果显著，能够满足该区块超深井快速高效安全钻井的需要。

塔河油田顺南区块塔中北坡奥陶系鹰山组上段属于碳酸盐岩裂缝孔洞型储层，钻进该层段时气侵现象严重，现场常采用提高钻井液密度和循环排气的方式处理气侵。为解决裂缝性储层在高密度钻井液条件下易发生漏失、循环排气方式处理时间较长等问题，对裂缝性储层置换式气侵发生时间的影响因素进行了研究。通过建立漏失速率模型与置换式气侵模型，分析了裂缝宽度、高度、长度，地层压力、压差及钻井液的黏度、密度对气侵发生时间的影响。研究发现，裂缝宽度越小、高度和长度越大，钻井液黏度越大、密度越小，以及地层压力越低、压差越大时，气侵发生时间越长。研究结果表明，现场施工中合理控制钻井液密度和压差，可以控制和减小置换式气侵速度。

在裂缝性地层钻井过程中，钻遇高压裂缝会出现比较严重的溢流，现有溢流机理模型多根据渗透性地层渗流理论建立，不适用于裂缝性地层，需要对自然条件下气体从裂缝流动至井筒的过程进行研究。分别基于赫兹弹性接触理论和二项式渗流理论，建立了裂缝微观闭合模型和裂缝气体流动模型，并以裂缝压力为结合点对两个模型进行了耦合，联立形成了考虑裂缝闭合条件的单条裂缝欠平衡溢流侵入模型。采用有限差分法对模型进行了数值求解，得到了考虑/不考虑闭合情况下裂缝几何形态（开度、半径）及压差对溢流规律的影响。模拟结果显示，相较于未考虑裂缝闭合情况的模型，由考虑裂缝闭合情况的模型得到的裂缝压降明显减缓，溢流持续时间变长，溢流速率变快，溢流总量更多。研究结果表明，相比于传统渗透性地层，裂缝性地层的溢流更加剧烈。

顺北油田钻井过程中存在大套火成岩易漏易塌、辉绿岩侵入体失稳和古生代地层机械钻速低等问题，导致钻井井下故障较多，钻井周期较长。室内研究认为，二叠系地层微裂缝引起的井漏和火成岩的脆性失稳掉块导致井眼稳定保障难度大是影响优快钻井实施的最大障碍，为此，优化了井身结构和防漏防塌钻井液体系，配套了二叠系火成岩、桑塔木组辉绿岩的安全钻进技术，形成了以井眼稳定保障技术和安全钻井技术为核心的优快钻井技术。该技术在顺北油田5口超深井进行了现场试验，井漏、井壁失稳问题得到有效控制，实现了二叠系火成岩和桑塔木组辉绿岩安全钻进，试验井平均钻井周期为173.42 d，与前期已钻井相比钻井周期缩短14.73%。超深井优快钻井技术的实施，为加快顺北油田的勘探开发步伐、建成百万吨产能提供了技术支撑。

利用CO₂提高海上油气田的采收率，既能提高油气资源利用率，又有利于区域CO₂的捕捉封存，但海上油气井长期安全性是CCUS的关键因素，理论和技术亟待完善。在分析、总结国内外海上油气田CCUS井筒完整性关键技术的基础上，分析了制约浅海油田CCUS井筒完整性的技术挑战，研究了碳封存井固井、碳封存套管外腐蚀研究及预防、碳封存水岩反应井筒堵塞及井筒环境监测诊断等方面的技术，并从国家“双碳”目标、EOR/EGR技术需求及国内外新进技术经验等方面展望了我国浅海油气田CCUS的开发前景。虽然我国已初步具备开展海上CCUS的能力，仍需要在高韧性防CO₂腐蚀水泥浆体系、低成本防腐选材、井筒高效除垢解堵工艺、CO₂泄漏监测技术和地下圈闭三维应力场研究等方面加强技术攻关，以提高我国的CCUS应用水平。

页岩油储层在采用水基钻井液欠平衡钻进时，由于毛细管力作用，钻井液滤液仍会进入地层，降低地层稳定性。为此，进行了逆流自吸效应对页岩油储层坍塌压力的影响规律研究。基于两相渗流理论，建立了逆流自吸作用下的水侵模型，分析发现页岩油储层井眼附近的含水饱和度随欠压差值增大而降低；在考虑水化作用对地层岩石强度的影响的基础上，建立了井周应力模型，对页岩油储层的坍塌压力当量密度变化规律进行了分析。研究发现：逆流自吸作用下，钻井时间越长，欠压差值越小，页岩油储层坍塌压力越大，越不利于井眼稳定；当只改变欠压差值时，页岩油储层最大井径扩大率存在最小值。研究认为，建立的井周应力模型可为页岩油储层欠平衡钻井设置合理欠压差值以及调整钻井液密度提供理论依据。

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。

针对川深1井四开井段超高温高压地层尾管固井长效密封的需求，通过增大硅粉加量和合理匹配硅粉粒径抑制水泥石强度衰退，优选高温苯丙胶乳、纳米液硅等改善水泥浆的防气窜能力、力学性能、稳定性等，设计了适用于超高温高压地层的高密度防气窜水泥浆。其性能为：密度2.05 kg/L，防气窜系数SPN值小于0.43，气窜模拟未见气窜现象发生；水泥石在180 ℃下养护14 d抗压强度达到了41 MPa，未见强度衰退现象；水泥石气测渗透率0.008 1 mD，单轴弹性模量为7.54 GPa。川深1井四开井段采用高密度防气窜水泥浆，并采取“替净”、“压稳”和“封严”等固井技术措施，有效封隔了高压气层，为后期作业提供了良好的井筒环境。这表明，超高温高压地层通过优选合适的水泥浆，并采取相应的技术措施，可以解决超高温高压地层的固井技术难点，提高固井质量。