钻完井作为油气勘探开发中主要的碳排放阶段，是实现净零排放的重要环节。总结了油气全产业链碳排放足迹及主要油田技术服务公司碳减排的动向，分析了钻完井作业碳减排的发展方向，认为其主要包括升级改造钻机与压裂泵车动力系统、提升装备动力管理自动化水平、加大储能技术在钻完井中的应用力度、推广钻完井自动化与远程决策系统、探索钻完井作业与海洋新能源耦合等，结合国家和油气企业碳达峰、碳中和目标以及钻完井技术水平，提出了实现钻完井作业过程碳减排的建议，即聚焦油气勘探开发碳排放足迹，强化钻完井全过程碳排放管理、推进钻完井全过程低碳化转型、提升钻完井作业效率、探索海洋新能源利用。研究结果与建议对加快推进钻完井作业过程碳减排、实现我国低碳转型承诺具有重要意义。

为了及时发现地层构造变化，规避钻井风险的同时准确评价地层，要求随钻测井仪器具备尽可能大的探测深度和较高的分辨率，而单一尺度的测量结果难以同时满足上述要求。为此，模拟研究了超深随钻方位电磁波和随钻方位电磁波测井系统的探测特性，分析了该测井系统的探边能力和分辨率，并探索了其对钻前地层界面的探测效果；然后，采用拟牛顿法，进行了多尺度随钻方位电磁波测井资料的精确快速反演。研究结果表明，通过增大源距、降低频率的方式，超深随钻方位电磁波测井的探边能力达到数十米；与小尺度随钻方位电磁波测井联合使用，通过反演可以实时获取油藏电阻率剖面信息，从而实现近远井不同范围内的地质预测、地质导向和油藏描述。

为了实现气体钻井钻头前方风险地层的超前探测，设计了适用于气体钻井环境的井下冲击震源工具，并对其力学性能进行了研究。基于气体钻井的环境，设计了冲击震源工具的关键结构；根据室内冲击试验，优化了震源工具的吸振结构和冲击能量；使用RecurDyn软件，分析了冲击块的运动过程，优化了关键结构的参数；模拟研究了底部吸振圆盘的抗冲击能力和传动杆限位结构的抗拉强度，以及冲击震源工具的力学性能；给出了现场施工方案，分析了其主要优势。研究结果表明：聚四氟乙烯能显著衰减钻铤波及尾波，有利于识别时域内的地层弱反射波信号；冲击能量为50 J时，冲击振动波的传播距离为18.61 m，可满足气体钻井超前探测的目的；聚四氟乙烯受到的最大冲击力为1 796.88 N时，其相对变形不超过0.03%，且传动杆限位结构处承受下部钻具的重量不能超过1 150 kN。通过气体钻井随钻超前探测震源工具结构设计及力学性能模拟研究，为近钻头冲击震源工具的研制与应用提供了依据。

为满足超软地层钻井防碰与井眼轨迹描述的需要，基于声波远探测测井技术，提出了一种偶极纵波邻井井眼成像方法。首先，基于有限差分法模拟了井中偶极声源激发的邻井散射全波场，分析了不同类型散射波的幅度特征及方位特性；然后，分析了两井不共面对散射波幅度和到达时间的影响；最后，通过双井模型试验和现场实际测井数据，验证了偶极纵波邻井成像的可靠性。研究结果表明：偶极纵波相对于横波在超软地层邻井成像中更具优势；四分量旋转后成像最清晰的方位即为目标井方位；两井不共面也不会影响邻井成像。偶极纵波邻井井眼成像方法为浅海软地层钻井防碰和井眼轨迹描述提供了新的技术手段。

现有随钻测井技术存在仪器过长、信号同步困难和探测盲区大等问题，如何实现对地层边界的实时探测与精确成像，是目前随钻测井的热点和难点问题。为此，以闭合线圈为发射线圈、非闭合线圈为接收线圈，设计了一种新型混合偶极子天线系统，给出了其结构和测量原理，构建了测量电势信号转换成地质信号的方法，分析了基于电场信号的远探测响应规律及影响因素。在此基础上，对比分析了典型层状介质混合偶极子远探测地质信号的实部和虚部与源距及工作频率的关系，考察了地质信号对地层界面方位的敏感性，以及电阻率和对比度对探边能力的影响规律。最后，借助单界面模型，明确了混合偶极子远探测方法在短源距及多种工作频率下的最大探边距离。研究结果可为混合偶极子远探测测井仪器的研制提供依据。

为了获取井周地层方位声波速度信息，评价地层的非均匀性，设计了不同方向速度模型井，研究了随钻声波远探测的方位声波速度测量性能。不同方向速度模型井包含4个扇区，相邻扇区纵波速度和横波速度均不同。数值模拟了该模型井的声波传播，采用偏极子发射和偏极子接收的测量模式，获得了方位角为0°，90°，180°和270°时的阵列接收波形，从接收波形提取到了井周地层方位声波速度信息，识别到了方位分区的变化。根据不同方向速度模型井的参数设计了试验装置，使用瓦片状方位声源准确测量到2个扇区高速介质的声波速度，识别出2个扇区低速介质的声波速度变化趋势，试验结果与数值模拟结果基本一致。研究结果表明，利用不同方向速度模型井可以对不同方向的声波速度进行评价，为随钻声波远探测进行地质导向和地层各向异性分析提供理论依据。

为了解超深探测随钻电磁波测井地质信号的过界面特征及其影响因素，基于层状各向异性介质多分量电磁波测井解析解，对PeriScope轴向发射–倾斜接收线圈系、DWPR双斜线圈系以及GeoSphere对称测量模式3种结构的地质信号，在超深探测随钻电磁波测井的低频、长源距条件下进行了数值模拟，对比了3种结构地质信号的过界面响应特征、探测深度以及各向异性的影响，探讨了其在超深探测中的适用性。研究得知，3种结构的地质信号均可指示地层界面及其方位，且长源距、高频下响应的非单调性明显，其中DWPR双斜地质信号的单调性最强；电阻率比100∶1地层模型下，GeoSphere地质信号具有更大的探测深度，DWPR双斜线圈系地质信号次之；DWPR双斜线圈系的幅度比地质信号不受地层各向异性的影响，其余地质信号均受地层各向异性的影响。研究结果表明，降低频率、加大源距可有效增强地质信号探测深度，降低频率、减小源距有利于地质信号对地层界面响应的单调性，各向异性对绝大部分地质信号的影响明显。

顺北56X井是部署在顺北V号条带的超深重点风险预探井，钻井过程中面临二叠系和志留系易漏失、奥陶系破碎地层井壁稳定性差、奥陶系桑塔木组易井斜、井眼轨迹控制难和储层钻遇裂缝带气侵等技术难点。为此，针对二叠系、志留系和奥陶系的地质特征，选用防漏堵漏钻井液和高温强封堵油基钻井液，并制定相应维护处理措施，有效预防了二叠系和志留系的漏失，保障了奥陶系的井壁稳定；应用“大扭矩螺杆+垂直钻井系统”防斜打快技术，实现了直井段的防斜打快；通过优化井眼轨道、采用工具面快速调控工艺、配套高温随钻测量技术和制定井眼轨迹技术方案，使该井井眼轨迹与井眼轨道符合度高，实现准确中靶；利用“微过平衡密度+简易控压”钻井技术，解决了储层钻遇裂缝带气侵的问题。顺北56X井钻井过程中未出现井控风险，准确中靶，顺利钻至井深9 300.00 m（垂深8 087.94 m）完钻，成为我国目前最深的水平井，同时也是目前亚洲陆上最深的水平井。该井安全成井，表明我国具备了钻特深水平井的能力，可为中国石化“深地一号”工程顺北特深层油气藏勘探开发提供技术支撑。

超短半径水平井在油气田老井改造、剩余油挖潜方面作用很大，但常用的柔性钻具超短半径水平井钻井技术存在起下钻周期长、作业成本高的问题。考虑连续管钻井具有钻井效率高、成本低和安全可靠等优点，提出了将连续管与柔性钻具相结合的钻井新思路，并研制了高速和低速大扭矩螺杆、改进了柔性钻具结构、研制了叠加式斜向器和造斜PDC钻头等关键工具，优化了配套施工工艺，初步形成了“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井技术。该技术在江汉油田陵72-5CZ井开展了首次现场试验，成功完成了长30.21 m的超短半径水平分支井眼，平均机械钻速0.8 m/h，实钻井眼轨迹与设计井眼轨道吻合良好，水平段平均稳斜角为88.17°。现场试验结果验证了“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井技术的可行性，为剩余油挖潜和低渗油田高效开发提供了一项新技术。

为了掌握地下储气库注气过程中的压力动态变化情况，解决持续注气导致的地层参数难以确定的问题，依据现场静、动态资料，基于一种改进粒子群优化算法，综合储层压力、井底压力和井口压力的计算方法，建立了一种地下储气库注气过程一体化压力及地层参数计算方法。首先，利用计算储层压力、井底压力和井口压力的方法计算出井口压力；然后，应用改进粒子群优化算法，不断调整、优化压力和地层参数，使计算的井口压力与实测井口压力达到最优拟合，进而得到储层压力、井底压力，以及储层平均渗透率、探测半径等地层参数。利用该方法计算了呼图壁储气库3口注采井的井口压力和储层的平均渗透率，3口注采井计算井口压力与实测井口压力的决定系数分别为0.988 9，0.989 3和0.978 4，计算出的储层渗透率与试井解释的渗透率基本一致，说明该计算方法的计算结果可靠。研究结果表明，利用地下储气库注气过程一体化压力及地层参数计算方法，可以了解地下储气库注气过程中的压力变化情况，有助于指导地下储气库的安全运行。

为了解决渤海油田裂缝性油藏钻井过程中因断层、裂缝引起的井下漏失等问题，提出了地质工程一体化井漏预警技术。在叠后地震大中尺度断层刻画的基础上，通过滤波、断裂增强等特殊处理，进行属性优选及多属性融合，精细刻画中小尺度裂缝，建立了多尺度裂缝三维空间分布模型，设计井眼轨道时避开漏层，进行钻前风险提示，指导钻井作业采取相应的防漏堵漏措施；钻进过程中开展井漏风险随钻跟踪，实时调整并反馈井漏风险预测结果，及时优化井眼轨道，形成了随钻过程中漏层动态避钻技术，以充分保障钻井作业安全，降低钻井成本。钻前风险预测、钻进中井漏跟踪及随钻井眼轨迹实时优化等技术在旅大X油田应用后，实现了一趟钻规避断层漏失段。地质工程一体化井漏预警技术能够降低钻井风险，保障裂缝性油藏的钻井安全，为渤海油田增储上产提供了技术支撑。

为了提高抗高温高密度钻井液体系的高温稳定性及环保性能，以自主研发的生物质合成树脂降滤失剂、抑制剂和润滑剂为核心处理剂，对处理剂加量进行优化，构建了抗高温高密度生物质钻井液体系。性能评价结果表明：该体系抗温可达200 ℃，抗1.0%CaCl₂污染，岩屑滚动回收率达94.3%，润滑系数≤0.128，生物毒性EC₅₀为89 230 mg/L。现场应用表明，抗高温高密度生物质钻井液具有较好的抗污染能力，在密度达2.55 kg/L、井底温度达140 ℃的情况下其仍具有很好的流变稳定性能。抗高温高密度生物质钻井液促进了生物质资源在钻井液领域的利用，解决了高密度水基钻井液抗温性与环保性相矛盾的问题，具有较好的现场推广应用价值。

针对库车山前大尺寸套管环空带压的问题，结合现场资料和室内试验评价，分析了大尺寸套管环空带压产生的原因，并在此基础上，通过强化井筒，提高管柱居中度，增加浆体摩阻级差和壁面剪应力，严格要求水泥浆稠化、过渡和起强度时间，细化憋压候凝程序等措施，形成了快速封固、全程压稳的大尺寸套管固井技术。研究发现，分级固井方式对复杂工况的处置有限，顶替和压稳措施针对性不强，导致大尺寸套管固井窜槽严重，未压稳地层高压流体，造成一次固井质量差，从而引起库车山前大尺寸套管环空带压。大尺寸套管固井技术在库车山前成功应用6井次，整体固井顶替效率达到95%以上，水层段固井质量合格率大于90%，固井质量良好，具有一定的推广应用价值。

呼探1井ϕ139.7 mm尾管固井时封固段长、井底温度高，导致存在漏失与溢流风险大、对水泥浆性能要求高及水泥浆稠化时间不易控制等技术难点。为解决上述技术难点，在该井ϕ139.7 mm尾管固井段进行了精细动态控压固井技术试验。通过优化水泥浆配方、精细设计浆柱和优化设计套管扶正器安放位置，制定确保井筒动态压力介于地层孔隙压力与漏失压力之间等的技术措施，利用精细控压钻井装备，实现了控压下尾管、注水泥和水泥浆候凝，最终实现了全过程精细动态控压固井，该井ϕ139.7 mm尾管固井质量合格。呼探1井ϕ139.7 mm尾管精细控压固井成功，表明精细控压固井能够提高超深井长封固段窄安全密度窗口地层的固井质量，可为准噶尔盆地南缘深层油气勘探提供技术保障。

液压控制的智能井系统通过长达数千米的液压管线向井下传送液压控制信号和动力，选择目的层层位和控制流量。向井下传送液压控制信号时，受传输介质和细长液压管线的影响，液压控制信号的传输速度、强度和形态都会发生衰减和扭曲，难以被井下设备识别。为对井下执行器进行可靠的控制，讨论了液压控制信号的传输速度、井眼温度沿深度方向变化对传输介质黏度的影响；分析了井口压力向井下传播时压力与时间的变化关系、地面液压控制信号传到井下时的形态变化、同时施加液压控制信号和液压动力信号时的传输特性，以及有无阻力状态下开启井下滑套时控制压力的变化；再考虑管线内径、加压方式、井眼环境、液压油黏度等对上述传输特性的影响，得出液压控制压力应大于5 MPa、3 000 m深水井中井下液压信号传输时间约为25 min等定量评估结论。研究结论可为开展井下液压控制提供理论参考。

为了提高钻具管理的信息化水平，研究了基于RFID技术的钻具信息采集管理系统。选择适用于钻杆的超高频RFID标签作为信息载体，采用有限元方法分析了标签安装孔对钻杆强度的影响；以超高频RFID读取技术为基础，构建了环形阵列天线结构的信息采集硬件系统，天线阵列发出的读写信号能够全向覆盖钻杆；采用.NET技术构建远程信息管理系统，实现了钻具信息采集、存储的远程无人值守；环形阵列天线及读写器安装在钻井平台下方，起下钻作业时钻杆穿过环形阵列天线，即使不知道RFID标签埋入位置也能采集到钻杆信息，通过Web端即可管理钻杆信息。试验结果表明，在RFID芯片位置未知的情况下，钻杆以0～2.00 m/s的速度运动时，系统能准确无遗漏地采集钻杆信息。基于超高频RFID技术的钻杆管理系统的研制，为石油钻具管理信息化提供了有效途径。

长庆油田超低渗透油藏具有储层致密、物性差和非均质性强等特征，采用宽带压裂技术提高了开发效果，实现了增油降水的目的，但目前仍缺乏理论产能模型，存在对水驱机理认识不清的问题。为了准确评价长庆油田宽带压裂改造的增产作用，进一步揭示油水渗流规律，基于油水两相流体的流动形态，将注水井的渗流物理场划分为主裂缝内线性流、宽带区椭圆流和基质区圆形径向流等3个区域；根据等值渗流阻力法，建立了菱形反九点井网宽带压裂非达西渗流的产能模型；以实际井组为例，采用数值计算方法，计算分析了宽带区的带宽及等效渗透率对井网产能的影响，探究了日产液量的变化规律。研究结果表明，宽带压裂技术可显著提高井网的日产油量、采出程度和日产液量，可扩大侧向波及体积，改善水驱的均匀性，提高井网的产能。该研究成果为油田现场优化宽带压裂技术应用提供了理论支持。

低渗透油田分注管柱长期服役后腐蚀结垢严重、分层注水合格率下降快。为此，设计了井下柔性复合管预置电缆数字式分注工艺管柱，研发了智能配水器与过电缆封隔器等关键工具，开展了管柱抗外压、抗拉强度等关键性能室内评价，形成了适用于井下高压条件下的柔性复合管分层注水技术。室内评价结果表明，管柱满足分注井封隔器坐封压力与最大抗外压要求，智能配水器流量测试误差小于2%。现场试验4口井，最长服役时间已超过2年，分层注水合格率100%。研究表明，预置电缆数字式分注技术应用柔性复合管，可以有效提升管柱耐腐蚀性能，实现分层流量自动测调、远程验封和数据监测等功能，满足封隔器坐封、反洗井及后期测试要求，具有较好的应用效果。

经CO₂多轮吞吐后，华北某稠油油藏增油效果逐年变差，为进一步改善开发效果，采用N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率。为明确N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率机理，通过泡沫体系动、静态性能评价试验，评价了N₂泡沫体系的封堵性能；采用自主研制的三维非均质物理模型开展了N₂泡沫/CO₂复合吞吐室内物理模拟试验，分析了N₂泡沫与CO₂复合提高采收率的效果及其相关机理。试验结果表明，质量分数0.3%的α-烯烃磺酸钠（AOS）和质量分数0.3%的聚丙烯酰胺（HPAM）可形成稳定的泡沫体系，其封堵率达到99.57%，可实现对高渗层的有效封堵。三维试验结果表明，N₂泡沫/CO₂复合吞吐可使采收率提高22.74百分点，吞吐过程中含水率最低可降至2.07%，有效作用期是纯CO₂吞吐的2.5～3.0倍。N₂泡沫/CO₂复合吞吐可有效扩大CO₂和后续水的波及体积，为其后续现场应用提供理论支撑。

高温高压腐蚀环境下，可溶性球座会因材料强度、硬度不足及降解过快等原因过早失效。为此，采用OM、SEM、XRD表征可溶性球座材料Fe-Mn合金的微观结构与相成分，开展电化学测试、力学性能测试、加速浸泡腐蚀试验及高温高压浸泡腐蚀试验，分析了Fe-Mn合金的力学及腐蚀性能。测试结果表明，锰元素有细化晶粒的作用，随着锰含量增大，合金硬度和屈服强度呈先增大后减小趋势，Fe-5Mn合金硬度和屈服强度分别为345 HV和812 MPa；锰含量增大，自腐蚀电位负移，腐蚀电流密度增大，Fe-5Mn合金自腐蚀电流密度为4.64×10^-5 mA/cm²。在长期加速浸泡腐蚀试验环境下，锰含量增大，导致腐蚀速率降低，Fe-5Mn极限降解速率为4.3 mm/a；长期高温高压浸泡试验条件下，腐蚀初期锰含量增大，提升了腐蚀速率，腐蚀后期合金整体腐蚀速率缓慢且趋于同一水平，Fe-5Mn满足作为可溶性球座材料的性能要求。研究结果可为选择Fe-Mn合金作为井下可溶性球座材料提供参考。