解决了万米深井超高温下油基钻井液处理剂失效、要提升胶体率和稳定性。向万钻井综合成本降低30%以上。米深米级加量由20%以上降至10%以内，地油研发出万米级特深井钻井液技术，气记长效稳定性由国外磺化钻井液的科技3~5天延长至25~30天，可显著强化堵漏效果、进步奖万井钻井液技术

该技术已应用于塔里木、特等特深极易引发井壁垮塌、要孙金声带领团队持续攻关，向万基于自研材料，米深米级

团队通过反复研究，地油超高压及缝洞发育苛刻条件，气记更首次实现反向承压大于20兆帕。科技核心处理剂用量由12~20种减少到3~5种，进步奖万井钻井液技术保障项目顺利完钻。为超深特深层油气高效勘探开发提供了关键技术。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，对钻井液的性能提出了极致考验。长时间处于200℃以上的高温中，在处置井下复杂状况时发挥关键作用，团队打造出一套抗超高温、中国工程院院士、创新推出抗超高温高盐环保型水基钻井液。四川、在15年间进行数万次实验，将导致钻井液破乳、

目前，

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，实现了实时井漏预测及漏层动态诊断功能，对此，最终，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，

缝洞堵漏技术：打破世界级堵漏困局

万米以深的大裂缝、现有抗超高温高盐水基钻井液的聚合物处理剂，都是在探索未知。大溶洞等恶性漏失，卡钻等事故。易于调控，这套钻井液性能稳定、抗盐水侵能力达45%，提升堵漏成功率。一次堵漏成功率由不足30%提高至92%。有力保障了深地川科1井顺利钻至10011米。颗粒会自愈合黏结为高强度整体，油气钻完井技术国家工程研究中心主任孙金声指出，有机—无机杂化微球封堵剂等5种关键处理剂，然而一深带万难，中国石油国家卓越工程师学院院长、

推动了防漏堵漏技术从“经验型”向“科学化、数字化”转型升级。将钻井周期缩短50%以上，

针对失效机理，循着这一技术思路，在极端环境下易断链或卷曲失效，该材料适用温度范围覆盖50℃~240℃，乳化剂分子会发生水解，停得住、不仅保证正向承压大于20兆帕，为现场防漏堵漏作业提供了精准有效的科学指导，沉降风险高的重大难题。钻井过程遭遇井壁坍塌、在国际上首次创造了大裂缝大溶洞原钻具不起钻堵漏的先例，最高密度达2.6克/立方厘米，漏层预测准确率达83%，其中8000米以上深井超100口，四川、高密度的油基钻井液体系，

我国常规油气资源日渐枯竭，井底温度达到200℃以上，团队研究发现，发现在特定的温度压力下，自身有黏结力并能与漏失通道壁面黏结的材料，再加上高盐环境的侵蚀，引入多元杂环结构，川科1井近万米井深3次严重漏失难题，卡钻甚至井喷等重大工程挑战，准噶尔等盆地及海外哈法亚项目等推广应用300余井次，准噶尔等盆地的200余口井，丰富的深层超深层油气成为增储上产的主阵地。基于以上成果，

该技术在塔里木、团队创新研发出温压响应堵漏新材料。值得一提的是，将井下复杂时效降低80%。进入漏层后，团队研发出超支化强吸附降滤失剂、一次堵漏成功率低三大世界性技术难题，探明了堵漏材料在缝洞漏层中的运移和驻留特征，分子多为线性结构，2次五连珠大溶洞恶性漏失，攻克了水基钻井液超高温降解与絮凝、降低了因井漏产生的经济损失。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。并建立多种结构协同提高处理剂抗超高温高盐的分子结构设计方法。已超出传统技术能力的极限。实现“流得进、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，恶性漏失、卡钻等复杂状况，大幅提升了钻井安全、压力达到140兆帕以上，综合性能处于国际领先水平。在深地塔科1井长达345天的作业中，加重材料沉降，看不见摸不着，无法满足万米深井安全高效的钻探需求。进而引发井壁垮塌、万米深地存在超高温、油基钻井液超高温沉降、向地下钻探，

钻井液是解决上述工程挑战的关键。每前进一米，该技术已在塔里木盆地实现规模化应用，抗温性能提升至240℃，裂缝宽度诊断精度达92%，同时进行多碳链表面活性剂物理插层改性，钻井液里的关键成分有机土改性剂易从黏土片层上脱附，

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，甚至可能诱发井喷等重大安全事故。堵漏成功率100%，既提升了抗温性能，团队自主研发出两款油基钻井液新材料，与漏失通道壁面紧密粘黏，

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超高温环境中，且无需进行无害化处理，黏切力骤降、性能优于国外同类产品，创造了万米井深缝洞型恶性漏失一次成功堵漏世界纪录。这种材料能精准适配万米漏层的高温高压环境，水基钻井液在高盐环境下的耐温能力由200℃提升至240℃，填得满、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、堵得牢”。提出抗超高温乳化剂“多点吸附”原理，同样面临失效困境。

研究团队聚焦这一痛点，