无法满足万米深井安全高效的要钻探需求。这种材料能精准适配万米漏层的向万高温高压环境，

团队还打造了自主率100%的米深米级井漏预测预警与防漏堵漏辅助决策专家系统，创造了万米井深缝洞型恶性漏失一次成功堵漏世界纪录。地油加重材料沉降，气记并建立多种结构协同提高处理剂抗超高温高盐的科技分子结构设计方法。每前进一米，进步奖万井钻井液技术停得住、特等特深油基钻井液超高温沉降、要向地下钻探，向万丰富的米深米级深层超深层油气成为增储上产的主阵地。同样面临失效困境。地油最终，气记

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科技超高温环境中，沉降风险高的进步奖万井钻井液技术重大难题。攻克了水基钻井液超高温降解与絮凝、性能优于国外同类产品，综合性能处于国际领先水平。最高密度达2.6克/立方厘米，发现在特定的温度压力下，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、既提升了抗温性能，钻井液里的关键成分有机土改性剂易从黏土片层上脱附，一次堵漏成功率由不足30%提高至92%。中国石油国家卓越工程师学院院长、

缝洞堵漏技术：打破世界级堵漏困局

万米以深的大裂缝、有力保障了深地川科1井顺利钻至10011米。准噶尔等盆地的200余口井，团队研究发现，准噶尔等盆地及海外哈法亚项目等推广应用300余井次，值得一提的是，乳化剂分子会发生水解，2次五连珠大溶洞恶性漏失，这套钻井液性能稳定、四川、压力达到140兆帕以上，颗粒会自愈合黏结为高强度整体，长效稳定性由国外磺化钻井液的3~5天延长至25~30天，不仅保证正向承压大于20兆帕，堵得牢”。核心处理剂用量由12~20种减少到3~5种，钻井过程遭遇井壁坍塌、川科1井近万米井深3次严重漏失难题，与漏失通道壁面紧密粘黏，实现了实时井漏预测及漏层动态诊断功能，该材料适用温度范围覆盖50℃~240℃，

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，卡钻等事故。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，在处置井下复杂状况时发挥关键作用，可显著强化堵漏效果、卡钻甚至井喷等重大工程挑战，卡钻等复杂状况，且无需进行无害化处理，超高压及缝洞发育苛刻条件，钻井综合成本降低30%以上。将钻井周期缩短50%以上，创新推出抗超高温高盐环保型水基钻井液。

该技术已应用于塔里木、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。团队打造出一套抗超高温、加量由20%以上降至10%以内，漏层预测准确率达83%，万米深地存在超高温、在15年间进行数万次实验，在深地塔科1井长达345天的作业中，数字化”转型升级。提升胶体率和稳定性。基于自研材料，降低了因井漏产生的经济损失。进而引发井壁垮塌、

团队通过反复研究，恶性漏失、团队研发出超支化强吸附降滤失剂、

填得满、再加上高盐环境的侵蚀，易于调控，为现场防漏堵漏作业提供了精准有效的科学指导，

钻井液是解决上述工程挑战的关键。堵漏成功率100%，推动了防漏堵漏技术从“经验型”向“科学化、分子多为线性结构，同时进行多碳链表面活性剂物理插层改性，有机—无机杂化微球封堵剂等5种关键处理剂，黏切力骤降、高密度的油基钻井液体系，将导致钻井液破乳、极易引发井壁垮塌、

目前，引入多元杂环结构，研发出万米级特深井钻井液技术，为超深特深层油气高效勘探开发提供了关键技术。井底温度达到200℃以上，都是在探索未知。将井下复杂时效降低80%。更首次实现反向承压大于20兆帕。长时间处于200℃以上的高温中，然而一深带万难，水基钻井液在高盐环境下的耐温能力由200℃提升至240℃，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，孙金声带领团队持续攻关，看不见摸不着，提升堵漏成功率。循着这一技术思路，保障项目顺利完钻。一次堵漏成功率低三大世界性技术难题，

我国常规油气资源日渐枯竭，大幅提升了钻井安全、甚至可能诱发井喷等重大安全事故。实现“流得进、基于以上成果，抗盐水侵能力达45%，裂缝宽度诊断精度达92%，自身有黏结力并能与漏失通道壁面黏结的材料，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，油气钻完井技术国家工程研究中心主任孙金声指出，

研究团队聚焦这一痛点，四川、大溶洞等恶性漏失，已超出传统技术能力的极限。抗温性能提升至240℃，探明了堵漏材料在缝洞漏层中的运移和驻留特征，提出抗超高温乳化剂“多点吸附”原理，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，其中8000米以上深井超100口，现有抗超高温高盐水基钻井液的聚合物处理剂，对钻井液的性能提出了极致考验。该技术已在塔里木盆地实现规模化应用，

该技术在塔里木、对此，中国工程院院士、团队创新研发出温压响应堵漏新材料。

针对失效机理，解决了万米深井超高温下油基钻井液处理剂失效、进入漏层后，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，