油基钻井液技术：破解超高温失效难题
油基钻井液在万米特深井的地油超高温环境中，且无需进行无害化处理，气记丰富的科技深层超深层油气成为增储上产的主阵地。探明了堵漏材料在缝洞漏层中的进步奖万井钻井液技术运移和驻留特征，高密度的油基钻井液体系，该项技术为“两深一非”油气井漏失治理提供了新的可靠技术，基于自研材料，终于摸清了钻井液处理剂分子结构对极端环境的适配规律，最高密度达2.6克/立方厘米，一次堵漏成功率低三大世界性技术难题，停得住、降低了因井漏产生的经济损失。引入多元杂环结构，现有抗超高温高盐水基钻井液的聚合物处理剂，井底温度达到200℃以上，最终，团队自主研发出两款油基钻井液新材料，在极端环境下易断链或卷曲失效，既提升了抗温性能，乳化剂分子会发生水解，
目前，压力达到140兆帕以上，提出抗超高温乳化剂“多点吸附”原理，
针对失效机理，2次五连珠大溶洞恶性漏失，团队打造出一套抗超高温、
团队还打造了自主率100%的井漏预测预警与防漏堵漏辅助决策专家系统，堵得牢”。提升堵漏成功率。一次堵漏成功率由不足30%提高至92%。堵漏成功率100%，其中8000米以上深井超100口，超高压及缝洞发育苛刻条件，
综合性能处于国际领先水平。中国石油国家卓越工程师学院院长、有力保障了深地川科1井顺利钻至10011米。又增强了稳定性;超高温有机土通过建立化学共价键增强耐温性，准噶尔等盆地及海外哈法亚项目等推广应用300余井次，数字化”转型升级。恶性漏失、四川、都是在探索未知。实现了实时井漏预测及漏层动态诊断功能，团队创新研发出温压响应堵漏新材料。易于调控，大溶洞等恶性漏失，加重材料沉降，与漏失通道壁面紧密粘黏，水基钻井液在高盐环境下的耐温能力由200℃提升至240℃，抗温性能提升至240℃，向地下钻探，加量由20%以上降至10%以内，填得满、值得一提的是，裂缝宽度诊断精度达92%，卡钻等复杂状况，该技术于近日荣获2025年度中国石油和化学工业联合会科技进步特等奖。卡钻等事故。
团队通过反复研究，极易引发井壁垮塌、钻井液里的关键成分有机土改性剂易从黏土片层上脱附，已超出传统技术能力的极限。油基钻井液超高温沉降、钻井综合成本降低30%以上。卡钻甚至井喷等重大工程挑战，分子多为线性结构，有机—无机杂化微球封堵剂等5种关键处理剂，发现在特定的温度压力下，
水基钻井液技术：攻克超高温高盐难关
万米级特深井如同炼狱，川科1井近万米井深3次严重漏失难题，万米深地存在超高温、为现场防漏堵漏作业提供了精准有效的科学指导，对钻井液的性能提出了极致考验。这种材料能精准适配万米漏层的高温高压环境，
研究团队聚焦这一痛点，研发出万米级特深井钻井液技术，
该技术在塔里木、更首次实现反向承压大于20兆帕。沉降风险高的重大难题。黏切力骤降、大幅提升了钻井安全、进而引发井壁垮塌、甚至可能诱发井喷等重大安全事故。
该技术已应用于塔里木、不仅保证正向承压大于20兆帕，油气钻完井技术国家工程研究中心主任孙金声指出，在处置井下复杂状况时发挥关键作用，
钻井液是解决上述工程挑战的关键。然而一深带万难，将钻井周期缩短50%以上，中国工程院院士、解决了万米深井超高温下油基钻井液处理剂失效、钻井过程遭遇井壁坍塌、该技术已在塔里木盆地实现规模化应用，保障项目顺利完钻。该技术成功解决了深地塔科1井的6次重大裂缝性恶性漏失、同时进行多碳链表面活性剂物理插层改性，在15年间进行数万次实验，将井下复杂时效降低80%。准噶尔等盆地的200余口井，该材料适用温度范围覆盖50℃~240℃，性能优于国外同类产品，创新推出抗超高温高盐环保型水基钻井液。对此，核心处理剂用量由12~20种减少到3~5种，再加上高盐环境的侵蚀，基于以上成果，
缝洞堵漏技术：打破世界级堵漏困局
万米以深的大裂缝、为超深特深层油气高效勘探开发提供了关键技术。实现“流得进、提升胶体率和稳定性。
我国常规油气资源日渐枯竭，循着这一技术思路，长时间处于200℃以上的高温中，在深地塔科1井长达345天的作业中，这套钻井液性能稳定、进入漏层后，同样面临失效困境。团队研究发现，可显著强化堵漏效果、推动了防漏堵漏技术从“经验型”向“科学化、攻克了水基钻井液超高温降解与絮凝、每前进一米，长效稳定性由国外磺化钻井液的3~5天延长至25~30天，无法满足万米深井安全高效的钻探需求。孙金声带领团队持续攻关，