为了有效降低生产流体在井筒中产生的压降损失、充分利用积液气井自身能量进行低成本排水采气，研制了喷射旋流复合排液工具。在设计了工具结构组成的基础上，构建了工具性能测试试验系统，测试了不同气体流量下放置不同结构参数工具时的模拟井筒压降，开展了工具结构参数的单因素分析和正交试验分析，得到了不同条件下的最优工具结构参数组合。研究结果表明，工具主要结构参数均会影响流体在井筒中产生的压降。而且，要得到最小的井筒压降损失，不同产量的气井对应不同结构参数组合的工具。将优化后的工具下入A井中，在相同生产周期内，累计产气量平均增加20.95%，累计产水量平均增加21.59%，验证了工具的排液增产效果。该工具的成功应用，为积液气井中进行低成本排水采气提供了一种新方法与新手段。

各向异性是地层的固有属性，在大斜度井、水平井中，利用随钻电磁波测井曲线的差异信息可进行各向异性系数计算。而在井斜角较小的井中，各向异性虽对电阻率有影响，但影响较小，利用差异信息来计算地层各向异性系数的方法不再适用。为此，利用微电阻率成像测井的高分辨率特征和不同方位局部测量特性来划分图像灰度等级，并建立等效电阻率体积模型，进一步计算等效水平电阻率和垂直电阻率，从而获得储层的各向异性系数。与实钻井随钻电阻率计算的各向异性系数对比，一致性好，并且微电阻率成像计算的各向异性系数分辨率更高，能够很好地反映裂缝、孔洞、非均质井段的各向异性特征，为评价地层的各向异性提供了新手段。

针对目前国内外水基压裂液所用聚合物稠化剂大多耐盐性能较差的问题，在丙烯酰胺（AM）链上引入阴离子单体2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）和阳离子单体甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC），合成了一种两性聚丙烯酰胺AMPAM。通过分析单体总质量分数、3种单体质量比、引发剂加量以及pH值对AMPAM相对分子质量和增黏性能的影响，确定了合成AMPAM的最佳条件。评价了AMPAM的耐盐性能、溶解性能和增黏性能以及以矿化度30 g/L NaCl溶液配制AMPAM压裂液的性能，结果显示：以高矿化盐水配制0.5%AMPAM溶液的表观黏度20 mPa·s，AMPAM加量不超过0.6%时，在20 min内完全溶解；盐水AMPAM压裂液的耐温耐剪切性能、携砂性能和破胶性能均符合压裂液通用技术条件。研究表明，AMPAM具有良好的耐盐性能，可以作为盐水聚合物压裂液的稠化剂。

大庆油田古龙页岩油开发大多采用长水平段水平井，但钻长水平段水平井过程中，井眼环空破碎的岩屑易在井筒内钻井液中自由沉降形成岩屑床。为避免岩屑沉积造成沉砂卡钻等井下故障，需要研究岩屑颗粒的沉降规律，预测岩屑沉降的末速度。利用可视化的试验装置和高速相机，系统记录了试验中颗粒在幂律流体中的沉降行为，获得了196组球形颗粒和224组不规则形状岩屑在幂律流体中自由沉降的试验数据。采用一种依赖于沉降颗粒受力平衡的力学模型，对试验数据进行了统计分析，建立了幂律流体中球形颗粒阻力系数预测模型。在此基础上，引入二维形状描述参数，建立了幂律流体中不规则形状岩屑阻力系数预测模型。该模型准确性较高，平均相对误差仅6.93%，能够满足钻井工程中预测岩屑沉降速度的需求。

为了提高气侵后井筒气液两相流动计算结果的准确性，实验研究了气侵后井底初始气泡直径分布特征，建立了初始气泡平均直径预测模型。利用不同质量分数黄原胶溶液模拟钻井液和多孔介质模拟地层，实验分析了不同液相流变性、地层平均孔隙直径和不同气侵速度下井筒底部气泡群的直径分布特征。实验结果表明：模拟钻井液切力越大、气侵速度越大，生成的初始气泡直径范围越大，出现频率最高的气泡直径和最大气泡直径均增大；地层孔隙直径对初始气泡直径影响不明显。基于实验结果，综合考虑钻井液黏度、气体流量和表面张力等因素的影响，得到了侵入井底初始气泡平均直径实验预测模型；并考虑实际钻井过程中井壁处气体径向侵入特征和井斜角的影响，建立了侵入井底初始气泡平均直径预测模型。井底初始气泡直径预测模型的建立，为气侵后井筒气液两相流动精确计算提供了理论支撑。

为了提高钻井设计软件中所使用定积分的计算速度，从井眼轨道模型的基本公式出发，经过积分参数变换，将恒工具面法北东坐标定积分中的被积函数需要7次三角函数和1次对数函数的运算减少为3次三角函数和1次对数函数的运算，将空间圆弧法水平投影长度定积分的被积函数中三角函数运算简化掉，从而提高定积分的计算速度。使用变步长Simpson数值积分公式计算恒工具面法北东坐标定积分和空间圆弧法水平投影长度定积分，可将计算精度可控到任意精度。算例计算表明，本文新算法除了提高了计算速度，计算精度还与公开数据完全相同。本文给出的算法是对井眼轨道计算的进一步改进和完善，可应用于钻井软件开发工作中。

四川盆地川西地区油气资源丰富，但超深层海相碳酸盐岩地质条件复杂，钻井工程面临纵向上多压力系统、井漏频发、井壁失稳垮塌、部分地层可钻性差和钻井风险高且周期长等技术难点。通过近几年的技术攻关，形成了适用于川西地区的超深井钻井完井技术，主要包括超深井井身结构优化、钻井提速关键技术、防漏堵漏技术、高压低渗气层控压钻井技术、抗高温强封堵油基钻井液技术、超深高钢级套管开窗技术、控压平衡法固井技术和超深短尾管悬挂固井技术等技术，支撑了川西地区超深层油气资源的勘探开发，创造了多项钻井工程记录。但目前仍然面临风险区域地质认识不足，恶性井漏治理难度大、部分难钻地层提速不理想、漏垮同存地层安全钻井配套技术不完善等技术难点，提出了下一步需在井身结构对策研究、钻井提速新技术新工艺试验、高效堵漏技术研究和地质工程一体化等方向进行技术攻关，以推动川西地区超深井钻井完井技术快速发展，实现川西地区深层油气资源经济有效的勘探开发。

为解决深层勘探井获取地层岩心困难的问题，研制了一种最高工作环境温度达205 ℃、具有高可靠性的液压旋转井壁取心仪。该取心仪由地面系统、控制采集短节和机械液压节组成，并采用一体式保温瓶技术、被动式热管理技术和解卡技术，有效提高了仪器的耐温性和工程安全性。通过模拟仿真和地面测试，验证了这些关键技术的功能。实际作业结果表明，该测井仪可在189 ℃高温高压环境、钻井液相对密度和地层压差较大的探井正常作业，平均岩心收获率超过90%，且具有耐高温、防粘卡、取心时效和岩心收获率高的特点，尤其是对复杂井段的扩径、缩径、井壁垮塌等问题，有良好的地层适应能力和较高的安全可靠性。

数字孪生技术作为智能钻井的理想范式，虽呈现出巨大潜力，但由于钻井工程的复杂工业系统特性，数字孪生技术研发难度大，尚处于起步阶段。为此，在分析石油行业数字孪生技术发展现状的基础上，厘清了钻井数字孪生涉及的6项支撑技术，结合钻井工程业务需求，设计了钻井数字孪生系统的整体架构并详述了功能及模型设计。通过井场数据标准采集、机理计算模型耦合及三维动态融合显示3项研发试验，从技术角度验证了钻井数字孪生技术落地应用的可行性。研究认为，构建钻井数字孪生系统，应以钻井工程数据为数据基础，基于业务需求进一步构建“机理+数据”的双计算核心，研发孪生体模型和业务应用模块作为载体，最终实现钻井数字孪生系统应用。研究结果对推进数字孪生技术在钻井工程中的应用具有重要意义。

四川盆地川东南构造带东胜背斜北部浅表地层岩溶发育，溶洞层级多，破碎带厚，尤其是嘉陵江组2段以上地层钻井液失返、井壁破碎带掉块严重，井下故障频发，多口井废弃。为了提高页岩气井的钻井效益，采取了优化井身结构、分井段优化钻具组合、分阶段优选钻井液，以及使用“组合法”注水泥固化破碎带井壁等技术措施，提高了岩溶浅表层的钻井时效、缩短了钻井周期，形成了川东南页岩气井岩溶浅表层安全高效钻井技术。该技术在东胜背斜北部区块15口井进行了现场应用，降低了浅表层井段发生井下故障的概率，浅表层成井率达到100%，机械钻速提高25%，钻井周期缩短74.1%以上。川东南页岩气井岩溶浅表层安全高效钻井技术，为该区块高效开发提供了技术支撑。

现有采用钻井液池体积和钻井液出口流量进行溢流与井漏监测的方法未考虑开、停泵工况对出口流量和钻井液池体积变化的影响，易导致误报。为了降低误报率，建立了钻井工况与钻井液池体积和钻井液出口流量之间的相关关系，提出了一种结合钻井工况与双向门控循环单元（bidirectional-gated recurrent unit, Bi-GRU）的溢流与井漏智能监测方法；利用23口井提取的溢流与井漏监测数据，分别对提出的模型与现有典型模型进行了测试。结果表明：基于Bi-GRU的溢流与井漏智能监测模型识别准确率为94.25%，优于其他模型；与未考虑钻井工况的Bi-GRU模型相比，误报率由12.52%降低至1.12%。该方法消除了溢流与井漏监测时由于开、停泵导致的风险误报，为安全钻井提供了技术支持。

为了监测和评价水平井井眼清洁程度，研制了岩屑返出量监测装置，以对岩屑返出情况进行准确监测。基于岩屑返出量数据与工程录井实时采集数据，建立了岩屑返出量监测装置在2种工作模式下的倾倒时段漏接岩屑补偿方法与实际返出岩屑体积计算方法；基于岩屑返出率与掉块监测结果，研究形成了水平井井眼清洁定量化监测评价技术。该技术在川南泸州区块多口页岩气水平井进行了应用，实现了监测井段岩屑返出体积与返出率实时准确监测，并多次预警井眼清洁异常情况，保证了水平段的顺利钻进。水平井井眼清洁定量化监测评价技术为水平井井眼清洁程度监测及卡钻复杂风险预防提供了一种新的技术手段。

为了解决现有常见分层注水调配计算模型考虑因素不全、模型计算精度较低的问题，建立了一套井筒管流–水嘴孔流–地层渗流的耦合模型，计算预测分层注水量，并考虑井口压力及地层压力的约束条件，构建了一套分层配水器水嘴调配反演计算方法，分析讨论了不同条件下模型正演及反演计算结果，结果表明，所建模型能够精确计算不同时刻各注水层注入量及压力，单层配水器水嘴直径与该层注入量呈正相关关系，与其他层注入量呈反相关关系，模型能够在满足压力约束条件的情况下给出最优水嘴调配方案，为分层注水提供一种较精确的注水量计算及配水器水嘴调配方法，指导现场分层注水调配工作。

为准确掌握深层缝洞型碳酸盐岩油藏压裂过程中水力裂缝扩展规律，基于弹性力学，断裂力学和流-固耦合理论，建立了适用于缝洞型储层的水力裂缝扩展数学模型，利用该数学模型，运用数值模拟方法分析了水力裂缝扩展过程与缝洞体的相互作用规律，并对“沿缝找体”压裂技术的适用性进行了深入探讨。数值模拟结果指出，当溶洞周围发育天然裂缝时会影响缝洞体周围局部诱导应力场，使水力裂缝更容易沟通缝洞体。采用大排量注入低黏压裂液或中小排量注入高黏度压裂液仅能沟通与水力裂缝初始扩展方向夹角较小的溶洞，而对夹角较大的溶洞则需考虑强制转向技术进行沟通。研究结果表明，基于井眼与缝洞体的配置关系，采用“沿缝找体”压裂技术可以实现直接沟通、定向沟通和沿缝沟通三种缝洞体沟通模式，显著提高储量动用范围。

为了解决水平井测井、钻井过程中管串下入困难的问题，研制了伸缩式井下机器人，而伸缩式井下机器人的控制系统是影响伸缩式井下机器人可靠性、稳定性的关键技术。根据伸缩式井下机器人的工作原理，提出了一种新的伸缩式井下机器人电液控制系统；并综合考虑电、液系统和执行机构，建立了基于电液耦合控制的数值仿真模型；通过分析机器人系统排量、牵引力及井眼直径对机器人运动学的影响，揭示了机器人在不同工作参数条件下的运动规律；设计了一套电液控制系统试验方案，试验研究了系统排量对机器人运动周期影响规律。试验结果表明，不同系统排量下的机器人运动周期仿真曲线和试验曲线趋势基本一致。研究结果为液压伸缩式井下机器人的设计和研究提供了理论依据。

深水油气田采用井口吸力锚进行表层建井时，存在井口塌陷或地层过硬不能下入到位的风险。在分析井口吸力锚下入原理的基础上，建立了考虑安装效应的井口吸力锚承载力模型；针对二开固井最危险工况，推导了钻井过程中井口最大荷载计算公式；考虑桩基安全系数，建立了基于承载力的井口吸力锚下入深度模型。利用该下入深度计算模型，计算得到南海X井的井口吸力锚最小入泥深度为10.56 m。采用ABAQUS软件，以南海X井环境参数为基础，建立了有限元模型，计算了井口吸力桩的竖向承载力为8 593.22 kN；同等入泥深度理论计算承载力为8 063.59 kN，误差为6.16%，准确度较高。研究表明，基于极限承载力的井口吸力锚下入深度模型能够精准预测井口吸力锚的最小下入深度，提高水下井口下入安装和钻井阶段的安全性。

为进一步提高涪陵页岩气田的采收率，首次探索实践了下部小层加密、中部小层评价和上部地层开发的立体开发技术，但是钻井过程中面临压力系统多变、压裂干扰严重、防碰绕障难度大、精准导向和钻井提速挑战多的难题。为此，开展了立体开发井组工程设计、钻井提速、基于随钻前探的轨迹控制、页岩低成本高性能钻井液及页岩气井长效密封固井技术研究，形成了以涪陵页岩气田立体开发优快钻井技术。该技术在涪陵页岩气田185口井应用后，机械钻速提高了25.5%，钻井周期降低了27.8%；焦石坝区块立体开发区采收率达到39.2%，与北美地区先进的页岩气勘探开发指标相当。涪陵页岩气田立体开发优快钻井技术对国内其他区块页岩油气勘探开发具有借鉴和指导作用。

为明确气体钻井过程中致密砂岩地层井壁失稳的机理，基于能量耗散原理，利用三轴压缩试验，研究了气体钻井中致密砂岩地层井壁失稳的机理。通过分析三轴压缩试验结果得知：砂岩的能量演化可分为弹性能稳定聚集阶段、耗散能缓慢聚集阶段、弹性能释放且耗散能快速聚集阶段；随着围压降低，破坏砂岩结构所需耗散能峰值极限呈指数下降，而弹性储能峰值极限呈线性下降。随加载速率增大，破坏砂岩结构所需耗散能先减小后增大，存在临界加载速率；砂岩耗散能转化速率与围压和加载速率呈正相关，较高的砂岩耗散能转化速率引起黏聚力弱化、摩擦强化。气体钻井速度过快将引起井壁失稳区域增大，而且在钻遇高压地层时更严重，因此，适当地降低钻井速度，给予地层充分泄压时间，有利于气体钻井过程中保持井壁的稳定性。研究成果对于优化气体钻井速度具有十分重要的意义。

针对顺北油田辉绿岩地层钻井过程中井壁坍塌失稳复杂，采用X射线衍射、扫描电镜、高压压汞、线性膨胀、滚动回收率、三轴岩石力学测试仪等方法，研究了辉绿岩组构特征、理化性能，分析了岩石力学性能及钻具振动对辉绿岩井壁稳定的影响。分析结果表明，微裂缝的弱面效应易诱发辉绿岩岩体井壁垮塌失稳，钻具的扭转振动、横向振动会对辉绿岩井壁失稳产生较大影响。为此，对钻井液密度、封堵性能和携岩性能进行优化，形成了辉绿岩井壁稳定钻井液技术，并研究了配套的钻井技术。辉绿岩井壁稳定钻井液技术在顺北X井三开应用后，顺利钻穿厚22 m的辉绿岩，钻进过程中钻井液性能良好，没有出现明显复杂情况，起下钻正常，井段平均井径扩大率仅为6.0%。辉绿岩地层井壁稳定钻井液技术能够保证辉绿岩井段的安全顺利钻进及井眼规则，对解决辉绿岩井壁失稳复杂具有较好的效果。

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，海上油气井长期安全性是CCUS的关键因素，但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。

为顺应技术融合的趋势，推动石油工程技术快速高效发展，追踪研究了近十年石油工程跨界融合技术创新举措，认为石油工程跨界融合技术创新主要包括跨界科研联盟与技术合作、风险投资、技术集成创新、技术收并购等。油田服务企业的经营环境日益透明、运作模式更加灵活、作业方式和程序不断优化、施工性能指标不断提升、适用范围不断拓宽，油田服务的内涵也愈发丰富。基于跨界融合技术创新对石油工程技术的影响，提出了4项石油工程跨界融合技术创新的发展建议，包括提升外部技术扫描能力，强化外部连接能力，打造共生创新生态，注重T型人才的培养和聚集等。研究结果与建议对加快推进石油工程跨界融合技术发展具有重要意义。

暂堵转向压裂技术是四川盆地页岩气藏高效开发的关键手段，但目前主要依靠现场经验施工。为进一步优化该地区暂堵转向压裂施工效果，梳理了四川盆地页岩储层特征，回顾了暂堵转向压裂技术的应用历程，从暂堵材料、暂堵机理、裂缝转向机理、暂堵工艺及现场应用方面总结了该技术的主要进展，阐明了现场施工面临的挑战并提出了发展建议。微地震和产量测试结果表明，缝口暂堵转向压裂技术和缝端暂堵转向压裂技术对四川盆地页岩气藏压裂改造具有明显效果。页岩气藏常用的暂堵球和颗粒暂堵剂主要性能参数基本满足目前中浅层和部分深层页岩暂堵转向压裂要求，但施工过程中仍面临暂堵材料优选与施工参数优化缺乏理论支撑的问题以及深层页岩气藏复杂储层条件的挑战，下一步应加强暂堵材料评价标准的制定，开展不同暂堵材料暂堵机理的研究，以及新暂堵材料的研发，为优化暂堵转向压裂施工参数、提升施工效果提供理论依据。

井场核磁共振技术在21世纪得到快速发展，在石油钻探和开采中发挥了重要作用。井场核磁共振是指在油气钻探现场复杂恶劣环境所开展的核磁共振测量、分析及应用，涉及基础理论、测量仪器、数据采集与处理、解释应用等多个方面。我国科技工作者经过数十年持续攻关，走过“引进-吸收-集成创新-原始创新”的发展之路，形成适合陆相油气核磁共振测量分析技术并得到工业应用，在若干新颖及前瞻领域形成丰富的储备技术。在系统总结国外及我国井场核磁共振理论、方法及仪器技术的发展历程和关键突破的基础上，展望了井场核磁共振技术在复杂油气、页岩油气等勘探开发中的应用前景和挑战，以进一步推动我国页岩油气及深层复杂油气的勘探开发水平和进程。

深水是国际油气勘探开发的主战场和技术争夺的制高点，南海深水油气资源丰富，但面临更恶劣的深水海洋环境、更复杂的浅层地质灾害、更具挑战的深层地质条件、更苛刻的深水油气开采工况，致灾机理复杂，作业风险极高，探索适用于南海深水油气开采的风险评估及安全控制技术体系，是确保深水油气安全高效开采的关键。针对深水油气开采面临的海洋环境、浅层灾害、深层地质、气井开采等四大挑战，通过技术攻关与工程实践，形成了具有南海特色的深水油气开采风险评估基础理论及关键技术体系，包括深水海洋环境风险评估与控制、深水浅层地质灾害预测与控制、深水钻井井控与应急救援、深水油气开采设施安全检测及监测等关键技术，指出超深水、深水深层、深远海等待勘探领域亟需解决复杂井作业风险高、关键核心装备和工程软件依赖进口、深水安全环保要求极高、数字智能化转型迫切等重大问题，提出了持续追求本质安全、推进关键装备和工程软件的国产化、增强高效风险防控与应急能力、智能化保安全等发展建议，以进一步推动深水油气开采风险评估及安全控制技术的发展与进步，实现南海深水油气安全、高效、自主、可控开发。

受井壁破碎粗糙状态、钻井液残留、温压扰动等不利影响，固井二界面是整个环空封隔的最薄弱环节，且极易发生张拉破坏导致环空密封失效，但已有的评价方法只能获得固井二界面的胶结剪切强度，不能很好地评价固井二界面抗拉破裂性能。为此，建立了一种固井二界面胶结抗拉强度室内评价新方法，该方法考虑了岩性、界面粗糙度、钻井液沉积、冲洗液清洗、水泥浆等主要因素，从冲洗效率、胶结细观结构、抗拉强度、破裂形貌等多个维度对固井二界面胶结抗拉性能进行了系统评价。研究结果表明，该评价方法科学合理、步骤清晰、简单适用、试验结果离散性小，不同因素下测试结果区分度好，具有较高的推广价值，进一步完善了固井二界面胶结强度评价方法。

录井既是一项油气勘探技术，也是一项石油工程技术，其重要性不言而喻，但进步相对缓慢，特别是录井往什么方向发展、如何发展困扰着科技管理和技术研发人员。为此，针对中国石化“十三五”期间研发的录井技术，着重从含油性、性能2个方面分析了钻井液在线录井技术的进展；从元素在线检测、三维核磁共振、激光共聚焦、岩屑声波4个方面分析了岩样录井技术的进展；从钻井液混源含油性识别评价、页岩不同赋存状态的油水信息识别评价、基于元素的地层多参数求取及应用、不同赋存状态的气体碳同位素4个方面分析了录井评价方法的进展。在此基础上，进一步剖析了“深、高、多、非、低、薄、微、新”等复杂地质工程条件对录井实时性、准确性、全面性和经济性提出的需求，提出要从解谱解耦、数据恢复、多元融合、通用模型等方面深化录井基础研究，从标准化、自动化、在线化、一体化和智能化等方面突破现有采集模式，从单项技术挖潜、多项技术融合、人工智能引入、新兴领域支撑等方面创新解释评价方法。这些研究方向的提出，对推动中国石化录井技术进步、促进录井行业高质量发展具有指导意义。

顺北油气田储层埋深达8 000～8 800 m，穿越层位多，岩性复杂。尤其是古生界，钻井速度慢、钻头寿命短，导致钻井周期长、成本高的问题突出，制约了该油田高效经济开发。为此，分析了影响古生界破岩效率的难钻地层特征及提速难点，总结了针对二叠系、石炭系—志留系和奥陶系桑塔木组的钻井提速技术，明确了各项技术的提速原理和技术特征，分析了各项技术在顺北油气田古生界的提速效果。在此基础上，进一步分析了目前提速技术依然存在的问题，指出各项技术提速效果差异性大、缺乏理论基础、钻井提速潜力不明确仍然是制约顺北油气田钻井提速技术发展的瓶颈问题，给出了古生界提速的技术发展建议，以期为该油气田古生界进一步提高破岩效率提供新的思路。

“深海一号”是我国首个自营深水大气田，海况复杂，气藏分散，二期工程更是面临高温高压地质环境，气田开发钻完井技术与成本挑战巨大。为解决上述问题，研究创建了多维水下井口优选、多因素探井转开发井评价、深水大位移井安全钻井周期预测、深水气井智能完井等钻完井设计关键技术；研发了深水水下井口、深水水下采油树、深水早期溢流监测装置、多流道旁通筛管等一系列国产化工具装备并成功投用；发展了深水开发井大规模表层批钻及井间移位、极端海况深水钻井平台–隔水管作业安全保障、非目的层段高效钻井提速、深水开发井上下部完井一体化等高效作业技术。上述技术有效支撑了“深海一号”大气田及其二期工程的安全高效钻完井作业。在总结上述钻完井关键技术进展的基础上，展望了未来我国深水钻完井技术发展方向，对未来深远海复杂油气田开发具有一定指导意义。

在深水油气、水合物的钻探过程中，井口建立是影响整个钻井作业安全和时效的关键。吸力桩建井作为一种新型建井模式成为了世界海洋工程领域的研究热点，研究吸力桩建井模式对提高深海建井技术创新和提升建井效率具有重要意义。吸力桩建井模式主要依靠负压作用来安装吸力桩，对土壤扰动小，能大幅度提高井口承载力，入泥深度相比传统建井模式大大降低；吸力桩还能够扩展容纳多个井口，结合井筒预斜设计可以克服软地层造斜难题。介绍了吸力桩建井的工艺流程，给出了吸力桩和井筒的设计方法，并利用南海某深水井场的土质参数，设计了适用于该井场的吸力桩和井筒。设计计算结果表明，吸力桩建井模式能够很好适应于该南海深水井场。研究表明，吸力桩建井模式可为深海资源勘探开发建井提供一个新途径。

我国深层超深层油气井固井面临高温、高压、复杂介质、复杂工况等的挑战，水泥环长效密封完整性难以保证，常规固井技术与装置不能满足需求，亟需理论创新和研究井筒完整性固井新技术。近年来，中国石化通过科研攻关，完善了固井水泥环密封完整性理论体系，建立了复杂工况条件下的水泥环密封失效控制方法，研发了“防窜、防腐、防漏、防损伤”高性能水泥浆，研制了适用深层复杂工况环境的固井尾管悬挂器、分级注水泥器及配套附件，建立了固井优化设计新方法，形成了深层复杂油气藏固井新技术。以后的研究中，建议进一步完善特色水泥浆技术体系，研发绿色、智能环保材料，攻关固井技术信息化与智能化，持续推进基础理论研究，提高深层超深层复杂油气井固井质量。

近年来，通过持续研究和现场实践，国内钻井液技术取得了新的进展。为了系统了解国内钻井液技术研究与应用情况，促进钻井液体系的完善与性能提高，综述了国内近期的强抑制性聚合醇钻井液、胺基抑制钻井液、有机盐钻井液和超高温钻井液、微泡钻井液、强封堵钻井液、环保钻井液和无土/固相水基钻井液等水基钻井液体系，全油基钻井液、油包水乳化钻井液和无土相油基钻井液等油基钻井液体系，以及烃类合成基钻井液、生物质合成基钻井液等合成基钻井液体系的研究与应用情况，指出了钻井液研究与现场应用中存在的问题，分析了问题产生的原因，并从现场需要和钻井液研究、应用与规范出发提出了钻井液技术发展建议，对国内钻井液技术的开发与应用具有一定的参考借鉴价值。

为了在钻井工程中发挥出PDC钻头的最大功效，通过理论分析、室内试验、案例分析、现场试验等综合研究，探讨了高钻压、高转速等强化钻井参数对PDC钻头钻速和磨损的影响规律，同时分析了PDC钻头的磨损机理与过早失效主因。研究结果表明：1）钻压是影响PDC钻头机械钻速的直接和首选因素，当钻头处于高效破岩状态时，无论钻遇一般地层还是硬岩地层，钻压与机械钻速均应呈线性关系；钻遇均质硬岩地层时，建议将200 kN以上高钻压纳入PDC钻头的正常施压范围；2）提高转速可实现钻井提速；虽然高转速会加剧PDC钻头的磨损，但当前的切削齿质量足以满足PDC钻头在高转速(400～500 r/min)下长时间钻进多数地层；3）布齿密度对钻头机械钻速有影响，但并非直接因素；只要“吃得进去，切得下来，排得及时”三者建立动态平衡，即便是高布齿密度PDC钻头也可以实现优快钻进；4）PDC钻头破岩效率越高，钻头磨损会越小，如提高钻压，会增大机械钻速、减少钻头磨损；5）动态冲击和低效破岩是造成PDC切削齿和钻头过早失效的主因，实现PDC钻头高效钻进的核心是提高破岩效率与抑制钻头振动。该研究结果对PDC钻头合理使用与钻井提速技术创新具有参考意义。

为实现页岩气超长水平段水平井高效开发，中国石化围绕页岩气地质选区评价、装备配套、降摩减阻、低成本高效地质导向、钻井参数分层优化、长寿命高效破岩工具及高效固井等技术进行攻关研究，并成功实施水平段长度超过2 700 m的水平井15口、超过3 000 m的水平井5口，初步形成4 000 m页岩气超长水平段水平井钻井技术体系，有力支撑了东胜区块、焦石区块等区域的页岩气高效开发。但与国外相比，中国石化页岩气超长水平段水平井钻井技术仍存在较大差距，还需重点攻关地质选区及评价技术、关键提速工具、高效钻井液体系、降摩减阻技术和套管下入与长效封固等关键工具与技术，为实现超长水平段水平井安全高效钻井提供技术支撑。

深层及超深层油气资源正逐步成为我国重点勘探开发的关键领域，但是钻进过程中深层硬脆性泥页岩地层井壁失稳频发，严重制约着深层及超深层油气资源高效开发。力学化学耦合作用下深层硬脆性泥页岩井壁稳定问题，是一个涉及微观、细观及宏观跨尺度演化的复杂问题。阐述了力学化学耦合作用下硬脆性泥页岩井壁失稳的基本原理，并分别从微观、细观和宏观尺度，总结了硬脆性泥页岩与入井流体间的作用机理、细观结构损伤演化的定量表征、泥页岩水化宏观力学劣化效应及井壁稳定性定量分析方面的研究进展，从考虑化学效应的断裂力学角度，提出了探索硬脆性泥页岩井壁稳定性问题的新思路。

为了应对全球气候变化，全球主要国家和地区制定了碳中和减排目标。油气作为传统化石能源，低碳转型是可持续发展的必由之路，通过技术创新与管理来减少碳排放已成为行业共识。在此背景下，绿色低碳油气开发工程技术的发展也呈现出新的发展趋势，值得我国学习和借鉴。在阐述油气开发工程技术低碳发展行业背景的基础上，分析了绿色低碳油气开发工程技术发展趋势，结合碳中和背景下我国油气行业发展面临的挑战，提出了油气开发钻井提速提效工程技术、数字化智能化油气开发工程技术、碳捕集利用与封存技术、油气开发节能减排与尾废利用技术和油气与新能源耦合技术等绿色低碳油气开发工程技术发展方向。围绕这些技术发展方向涉及的关键技术进行攻关与推广应用，尽快形成适用于我国的绿色低碳油气开发工程技术系列，对于实现净零排放目标和整体经济效益提升具有重要意义。

智能钻完井技术是钻完井工程与人工智能、大数据、云计算等先进技术的有机融合，可实现油气钻完井过程的精细表征、优化决策和闭环调控，有望大幅提升钻完井效率、储层钻遇率和油气采收率，是油气领域的研究前沿和热点。本文从工程实际出发构建了油气钻完井人工智能应用场景，根据钻完井工程与人工智能技术的融合深度划分了智能钻完井技术的发展层次；阐述了智能钻完井理论与技术的国内外研究现状，结合人工智能技术和钻完井工程的发展趋势提出了中长期发展规划，并凝练了智能钻完井技术研究面临的难题和重点攻关方向，以期为加快推进我国智能钻完井技术的基础理论研究和推广应用提供参考。

近年来，针对深层特深层、非常规、低渗透油气勘探开发过程中存在的地层硬度高、温度高和产能低等问题，中国石化攻关形成了9 000 m特深井安全高效钻井技术、页岩油工程技术和中深层页岩气工程技术等一批关键核心技术装备，高效钻成了5口9 000 m以深特深井、10余口页岩油井和2口位移超4 000 m页岩气井，有力支撑了深地工程的顺利实施，保障了各类油气资源的勘探开发。但随着勘探开发的不断深入，石油工程技术面临着地质条件更为复杂等一系列技术挑战，建议中国石化在安全钻井、高温高压测井和重复压裂等技术方面加快形成自主创新能力，注重新材料、绿色低碳技术应用，打造更加成熟的、专业化水平更高的石油工程技术体系，为实现油气增储上产新目标提供技术支撑保障。

体积压裂技术是实现非常规油气藏高效开发的关键，围绕有效改造体积及单井控制EUR最大化的目标，密切割程度、加砂强度、暂堵级数及工艺参数不断强化，导致压裂作业综合成本越来越高。为此，开展了新一代体积压裂技术（即立体缝网压裂技术）的研究与试验，压裂工艺逐渐发展到“适度密切割、多尺度裂缝强加砂、多级双暂堵和全程穿层”模式。为促进立体缝网压裂技术的发展与推广应用，对立体缝网的表征、压裂模式及参数界限确定、“压裂-渗吸-增能-驱油”协同提高采收率的机制、一体化多功能压裂液、石英砂替代陶粒的经济性分析及“设计-实施-后评估”循环迭代升级的闭环体系构建等关键问题进行了探讨，厘清了立体缝网压裂技术的概念、关键技术及提高采收率机理，对于非常规油藏新一代压裂技术的快速发展、更好地满足非常规油气藏高效勘探开发需求，具有重要的借鉴和指导意义。

针对长庆油田长水平段水平井应用拖动管柱找水工艺时，存在配套的机械式封隔器坐封吨位控制难度大、反复坐封密封胶筒损伤导致封隔工具稳定性大幅度降低的问题，研制了可定时或实时坐封解封、可实现任意层段封隔的水平井电控封隔器。该封隔器在设计上充分考虑了水平井段重复坐封次数以及密封件的承压性能，尤其是驱动机构动力输出部分采用直流电机+行星减速器、运动转换部分采用丝杠螺母机构方式，确保在许用的套管空间内可实现输出扭矩最大化及封隔器胶筒的压缩坐封。在室内试验评价了电控封隔器的耐温耐压、输出力矩、坐封推力等性能，相关指标均能满足设计要求。在长庆油田3口井进行了现场试验，试验结果表明，该封隔器可最大程度地降低工程条件影响，提高作业成功率及测试质量，使拖动管柱找水测试工艺更简便、费用更低。