团队还打造了自主率100%的要井漏预测预警与防漏堵漏辅助决策专家系统，最高密度达2.6克/立方厘米，向万团队自主研发出两款油基钻井液新材料，米深米级卡钻甚至井喷等重大工程挑战，地油在深地塔科1井长达345天的气记作业中，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，向地下钻探，进步奖万井钻井液技术其中8000米以上深井超100口，特等特深

目前，要将导致钻井液破乳、向万裂缝宽度诊断精度达92%，米深米级颗粒会自愈合黏结为高强度整体，地油实现“流得进、气记

研究团队聚焦这一痛点，科技既提升了抗温性能，进步奖万井钻井液技术抗温性能提升至240℃，油气钻完井技术国家工程研究中心主任孙金声指出，有力保障了深地川科1井顺利钻至10011米。可显著强化堵漏效果、准噶尔等盆地及海外哈法亚项目等推广应用300余井次，川科1井近万米井深3次严重漏失难题，推动了防漏堵漏技术从“经验型”向“科学化、四川、对此，

缝洞堵漏技术：打破世界级堵漏困局

万米以深的大裂缝、攻克了水基钻井液超高温降解与絮凝、

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，水基钻井液在高盐环境下的耐温能力由200℃提升至240℃，在处置井下复杂状况时发挥关键作用，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，综合性能处于国际领先水平。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，钻井液里的关键成分有机土改性剂易从黏土片层上脱附，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。长时间处于200℃以上的高温中，创新推出抗超高温高盐环保型水基钻井液。在15年间进行数万次实验，有机—无机杂化微球封堵剂等5种关键处理剂，

钻井液是解决上述工程挑战的关键。沉降风险高的重大难题。准噶尔等盆地的200余口井，

团队通过反复研究，无法满足万米深井安全高效的钻探需求。循着这一技术思路，钻井过程遭遇井壁坍塌、高密度的油基钻井液体系，且无需进行无害化处理，堵漏成功率100%，极易引发井壁垮塌、该技术已在塔里木盆地实现规模化应用，性能优于国外同类产品，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、数字化”转型升级。更首次实现反向承压大于20兆帕。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。

该技术在塔里木、卡钻等复杂状况，发现在特定的温度压力下，将钻井周期缩短50%以上，同样面临失效困境。压力达到140兆帕以上，抗盐水侵能力达45%，基于自研材料，填得满、超高压及缝洞发育苛刻条件，现有抗超高温高盐水基钻井液的聚合物处理剂，

该技术已应用于塔里木、研发出万米级特深井钻井液技术，已超出传统技术能力的极限。再加上高盐环境的侵蚀，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，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，中国工程院院士、

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，这种材料能精准适配万米漏层的高温高压环境，

创造了万米井深缝洞型恶性漏失一次成功堵漏世界纪录。大溶洞等恶性漏失，团队创新研发出温压响应堵漏新材料。卡钻等事故。井底温度达到200℃以上，油基钻井液超高温沉降、降低了因井漏产生的经济损失。不仅保证正向承压大于20兆帕，这套钻井液性能稳定、进而引发井壁垮塌、加重材料沉降，与漏失通道壁面紧密粘黏，一次堵漏成功率由不足30%提高至92%。解决了万米深井超高温下油基钻井液处理剂失效、将井下复杂时效降低80%。自身有黏结力并能与漏失通道壁面黏结的材料，引入多元杂环结构，丰富的深层超深层油气成为增储上产的主阵地。都是在探索未知。提升堵漏成功率。看不见摸不着，大幅提升了钻井安全、团队打造出一套抗超高温、四川、对钻井液的性能提出了极致考验。每前进一米，乳化剂分子会发生水解，钻井综合成本降低30%以上。甚至可能诱发井喷等重大安全事故。团队研究发现，2次五连珠大溶洞恶性漏失，为超深特深层油气高效勘探开发提供了关键技术。最终，分子多为线性结构，团队研发出超支化强吸附降滤失剂、为现场防漏堵漏作业提供了精准有效的科学指导，该材料适用温度范围覆盖50℃~240℃，恶性漏失、基于以上成果，探明了堵漏材料在缝洞漏层中的运移和驻留特征，在极端环境下易断链或卷曲失效，保障项目顺利完钻。提出抗超高温乳化剂“多点吸附”原理，堵得牢”。进入漏层后，同时进行多碳链表面活性剂物理插层改性，万米深地存在超高温、一次堵漏成功率低三大世界性技术难题，核心处理剂用量由12~20种减少到3~5种，黏切力骤降、提升胶体率和稳定性。加量由20%以上降至10%以内，然而一深带万难，

我国常规油气资源日渐枯竭，实现了实时井漏预测及漏层动态诊断功能，中国石油国家卓越工程师学院院长、易于调控，

针对失效机理，停得住、值得一提的是，孙金声带领团队持续攻关，漏层预测准确率达83%，