为了解决现有压裂技术在四川盆地南部泸州区块（天然裂缝发育异常、地质—工程条件复杂）深层页岩气开发中适应性欠佳的问题，建立储层三维模型，以井控储量充分动用为目标，分析压裂缝网几何形态参数需求，并在精细划分天然裂缝模式的基础上，构建基质模型与天然裂缝模型，进而利用水力压裂数值模拟技术，对分段簇数、施工排量、用液强度等关键压裂参数进行优化。研究结果表明：①将泸州区块天然裂缝划分为网状缝、单向缝（单向缝进一步分为大角度缝、小角度缝、平行近距离缝、平行远距离缝）等两大类型共计5种模式，通过数值模拟优化压裂参数，形成了针对两大类型天然裂缝模式的压裂参数优化结果；②推广应用优化成果，现场试验井在压裂施工期间未发生井下复杂情况，压裂后该井E_UR（Estimated Ultimate Recovery，最终可采储量，作变量时写作E_UR）高于井区平均水平，应用取得成功。结论认为，所形成的针对不同天然裂缝模式的压裂参数优化结果，有效指导了泸州区块深层页岩气井的压裂设计方案优化，为研究区及类似区块的深层页岩气开发提供了压裂参数设计方面的技术保障。

为了进一步扩大油气勘探领域，对四川盆地海相碳酸盐岩主力产气层的优质储层开展了岩石学、地球化学、地球物理等方面的系统研究，探究各优质储层的成因共性。研究结果表明：①主力碳酸盐岩产层普遍发育一种特殊的沉积作用，即早成岩期碳酸盐泥在弱固结状态下被再次搬运的现象，命名为岩碎；②岩碎现象具有一定的周期性，在纵向上受旋回控制，主要发育在沉积旋回中晚期的高位体系域，横向上受古地貌特别是同沉积断层或坡折带的控制；③岩碎的动力机制来源于各沉积环境之间的沉积速率差，当相邻沉积环境的沉积速率出现明显差异时，钙质空间大的高部位大量碳酸盐岩沉积物在古地貌、重力及水动力作用下，处于弱固结的碳酸盐岩失稳，发生碎裂、垮塌并向海域低洼区搬运，且遵循沉积分异原理；④优质储层与岩碎体密切相关，岩碎作用促使碳酸盐泥的物理结构发生改变，并产生大量原始粒间孔、洞，增大了岩碎体的比表面积，岩碎体内的不稳定的矿物与低洼区欠饱和的流体充分溶蚀，进一步扩大储集空间，在岩碎作用、水下溶蚀双重作用下，使碳酸盐岩沉积物的物性发生显著的改变。结论认为：岩碎作用成滩、成储、成圈机制是对传统理论的进一步丰富和发展，新模式的建立有助于拓宽油气勘探领域，为四川盆地台内低能相带、构造斜坡区或低洼区等油气勘探提供新的思路。

为了阐明四川盆地川西—川中地区侏罗系中统沙溪庙组一段（以下简称沙一段）浅水三角洲沉积特征及其油气勘探意义，以岩心、测井及连片三维地震资料为基础，系统分析了该区沙一段浅水三角洲的沉积背景、沉积微相类型、砂体展布规律及地球物理响应特征，并建立了沉积模式。研究结果表明：①沙一段沉积期古地形平缓，水体浅且频繁升降，干湿交替气候条件下发育大型浅水三角洲，水下分流河道砂体累计厚度介于15~40 m，宽度介于300~8 000 m，延伸距离最远达200 km；②水下分流河道砂体呈网状分布，包裹于分流间湾泥岩中，可形成大型岩性圈闭，占前缘沉积面积的50%以上，而逆粒序河口坝则仅零星发育且规模小（单层厚度不超过6 m）；③地震响应表现为中—强振幅“顶谷底峰”亮点特征，顺河道为强振幅连续反射，横切河道向两侧振幅减弱，高分辨率三维地震资料对砂体精细刻画至关重要；④沙一段浅水三角洲前缘砂体物性较好（孔隙度介于7%~13%，渗透率介于0.01~1.00 mD），与下伏三叠系上统须家河组烃源岩构成高效源储组合，支撑了川中天府气田（天然气探明储量达1 500×10⁸ m³）等规模气藏的发现。结论认为，浅水三角洲不仅是当前四川盆地陆相致密气增储主体，其“宽河道、厚砂体、优配置”的沉积模式，更为该盆地内须家河组、侏罗系中统凉高山组等同类储层的油气勘探提供了可复用的地质模型与技术范式。

四川盆地中部龙女寺地区二叠系中统茅口组是该区近年来天然气勘探开发的重要层系之一，但受制于储层非均质性强、成因机制不明等因素，延缓了其天然气高效勘探开发进程。为了解决上述问题，采用岩心观察、薄片鉴定、测井资料分析等手段和方法，研究了该区茅口组沉积特征、储层岩石学特征、储集空间类型及储层类型，探讨了储层成因机制及控制储层演化的主要地质过程，建立了储层演化模式。研究结果表明：①该区茅口组储层主要发育在茅二下亚段细—中晶白云岩中，白云岩普遍具有残余颗粒幻影特征，属于低孔隙度、特低渗透率储层；②储集空间类型包括晶间孔、晶间溶孔、针状孔、连通缝洞及裂缝，储层类型可划分为裂缝—孔洞型、孔洞型以及孔隙型，其中前两者为优势储层类型；③白云岩储层发育区域与颗粒滩体分布范围高度重合，砂屑滩相带和生屑滩相带的孔隙度显著高于滩间海相带和台坪相带；④准同生期大气淡水溶蚀形成初始孔隙，白云岩化作用保存储集空间，早期热液流体沿断裂侵入引发水力压裂并形成鞍形白云石充填，最终构建了“砂屑滩为基础，准同生溶蚀成储，白云岩化保储，热液改造优储”的储层演化模式。结论认为，该区茅口组储层非均质性受沉积相带与多期成岩作用的共同控制，准同生期溶蚀作用奠定储层基础，热液改造扩大储集空间，滩体结构与断裂体系是优质储层发育的主控因素。

页岩特殊的层理结构致使页岩气井钻井过程中容易发生井壁垮塌、井况复杂，常常造成密度测井曲线等关键测井数据的缺失，因而在复杂井况地区或测井质量不够好的情况下，准确预测页岩气井测井曲线便成为提高页岩气储层预测精度的手段之一。为了补全页岩气井测井数据，基于长短期记忆神经网络模型（LSTM），利用四川盆地某页岩气区块评价井测井数据得到高质量的训练样本，将已有密度曲线作为深度学习的标签样本，构建并训练了基于注意力机制的双向长短期记忆神经网络模型（Attention+Bi-LSTM），然后优选与密度曲线相关性较好的非放射源的常规测井曲线，并在模型中引入注意力机制，以强化特征学习。研究结果表明：利用声波时差、自然伽马射线、无铀伽马、电阻率、铀元素含量预测密度数据，预测结果与真实值相关系数平均达到了0.94，较改进前提升13.6%。结论认为：基于Attention机制的Bi-LSTM模型在页岩气区块测井曲线预测中的适用性较好，既可有效补全测井资料，又可在必要时降低放射源对环境的风险、节约时间及成本，具有较高的推广应用价值。

为了借助信息化手段高效驱动非常规油气资源开发、解决页岩气地质工程协同研究中专业数据的共享与分析问题，采用数据立方体模型结合商业智能（Business Intelligence, BI）工具进行数据管理，搭建了页岩气地质工程一体化数据分析平台（以下简称一体化平台）。研究结果表明：①通过建设数据汇集区，能够有效解决数据来源问题，实现一体化平台对页岩气各专业数据的统一汇集与存储；②通过建设数据资产区，以“勘探开发数据模型（EPDM）+业务宽表”（EPDM, Exploration and Production Data Model）形成专业数据仓库，能够有效解决数据质量问题，以获取高品质专业数据，并为数据立方体的构建奠定基础；③通过构建支撑多个专业应用场景的一系列数据立方体，能够统一指标口径，为场景应用提供数据支撑；④通过构建核心指标看板，对各类关键指标进行可视化展示，可以形成若干可复用的数据看板组件和特定功能模块，为场景应用提供应用支撑；⑤通过建设钻井动态、压裂动态、返排动态、生产动态等专业应用场景，可以形成业务主题域，从而建立起全面的科研生产管理体系。结论认为：①所搭建的一体化平台能够十分便捷地将多维度数据进行可视化展示，快速响应用户的查询需求，并且数据可以在不同维度来回切换之间保持闭合；②该成果可以为页岩气地质工程协同研究提供技术支撑，对类似BI应用平台的建设也有参考借鉴意义。

为了破解南海西部某低渗透薄互层油藏钻井资料少、非均质性强、地层能量亏空严重等难题，进而精准预测该油藏反向压驱压裂施工压力，基于斯皮尔曼相关性和灰色关联分析等方法，结合线性回归和机器学习技术，构建了施工压力预测模型。首先，通过斯皮尔曼相关性和灰色关联分析，筛选出对裂缝延伸压力梯度影响显著的地质油藏与工程参数；其次，基于筛选出的参数，分别利用线性回归和机器学习方法建立施工压力预测模型；最后，以该区块A1井的实际数据验证模型精度。研究结果表明：①斯皮尔曼相关性和灰色关联分析方法能有效识别影响裂缝延伸压力梯度的关键参数；②线性回归和机器学习方法的预测偏差率均在10%以内，可以满足工程精度要求；③在使用高黏液体压裂时，机器学习方法的预测精度显著优于线性回归方法；④A1井的压驱与压裂施工压力预测值与实际值高度吻合，验证了所建模型的可靠性。结论认为，基于机器学习的施工压力预测方法能够为南海西部低渗透薄互层油藏的反向压驱压裂作业提供精准指导，同时也可以为其他类似储层改造作业的压力预测提供参考。

目前常用“储量发现成本”“每口井探明地质储量”等单一指标来评价油气勘探成效，其缺点是：评价方式简单、评价指标未能全面系统反映勘探综合成效的内部构成、评价结果未能客观反映勘探的实际效果，并且难以提出进一步优化勘探成效的具体措施。为了克服上述不足，以近年来的勘探成果数据作为样本，基于所构建的油气勘探成效综合评价模型，对油气勘探成效开展了量化研究。研究结果表明：①以“成效”为核心，选取油气勘探过程中表征勘探成效的重要指标，创建了由4大类、19小项指标组成的初步指标体系；②采用主成分分析法开展指标的筛选，建立了由4大类、13小项指标组成的核心指标体系；③将主成分分析法中单指标综合得分系数占比作为指标权重，利用综合指数评价法，构建了油气勘探成效综合评价模型；④在开展油气勘探成效效果量化的基础上，利用k-means聚类分析法确定了油气勘探成效分级分类的标准。结论认为，所建立的多维度油气勘探成效综合评价指标体系较合理、评价结果与实际情况较符合，有助于油气勘探成效的持续优化。

青石峁气田是鄂尔多斯盆地致密气勘探开发的新领域，也是宁夏回族自治区内发现的第1个天然气储量超过1 000×10⁸ m³大气田。该气田在试采阶段表现为产气量低、水气比高等生产特征，气藏效益开发难度大。为了探究气藏气水渗流特征和开发机理，以该气田试采区二叠系下石盒子组8段为研究对象，采用岩石孔渗、铸体薄片与恒速压汞等分析方法，研究了砂岩储层物性与微观孔喉结构；基于密闭取心干馏称重、常规取心驱替与核磁共振相结合的方法，厘定了气藏原始含水饱和度；进而借助气水两相渗流实验方法，明晰了储层气水渗流规律和开发机理。研究结果表明：①该气田盒8段总体为低孔隙度、低渗透率、致密、中高含水饱和度气藏，发育基质孔隙型、裂缝发育型、基质孔隙—裂缝欠发育型3种储层类型；②在基质致密、局部裂缝发育、原始含水饱和度较高的储层条件下，局部水体易沿裂缝产生非均匀突进，因而在气藏开发过程中，控制气藏水锁/水封伤害是该气田实现高效开发的关键；③在未取心的情况下，可以依据储层物性与含气性初步建立产出流体判识标准，为射孔层段优选、控水开发提供地质预判。结论认为，该研究成果可以为该气田后续有利目标区及开发层段优选提供借鉴和参考。

为了破解我国天然气供应面临的技术瓶颈，系统梳理了人工智能大模型在天然气勘探开发中的可行应用场景。以DeepSeek为范例，采用技术迁移与案例实证相结合的方法，通过归纳其行业应用范式，构建了适用于天然气领域的技术迁移路径；进而结合国内油气企业实践，系统论证了相关大模型的应用场景。研究结果表明：①在知识管理方面，大模型能构建智能问答系统，内化海量非结构化资料，系统化专家经验，显著提升决策支持效率；②在数据处理与解释方面，其多模态融合能力可统一处理地震、测井等多源数据，实现地质特征智能提取与储层精准表征，助力“甜点”预测；③在工程作业方面，基于计算机视觉的岩心薄片智能识别技术，可实现地质描述的自动化与客观化；④在生产优化方面，依托时序预测与强化学习模型，可实现全气田的实时调度、故障预警与措施优化，从而提高油气采收率；⑤人工智能大模型在天然气勘探开发中要实现落地，仍面临数据安全、领域知识融合、模型泛化及系统集成等挑战。结论认为，以DeepSeek为代表的人工智能大模型为实现从“经验驱动”到“数据与模型双驱动”的范式变革提供了关键技术路径；未来通过深化领域知识嵌入、探索大小模型协同、构建人机平台及完善安全体系，将有力推动天然气勘探开发的智能化进程，进而为保障国家能源安全提供技术支撑。

在钻完井过程中，工作液侵入到页岩气储层内部，在物理作用及化学作用下有可能诱发页岩的水化损伤，造成裂缝扩展和延伸，甚至导致页岩地层井壁失稳，严重影响页岩气藏的安全钻井及压裂改造效果。为了明确水化作用对页岩孔隙结构及声学参数的影响，选取四川盆地志留系下统龙马溪组页岩样品，开展了页岩水化实验、超声波透射实验及核磁共振实验测试，对比分析了不同水化时间下页岩孔隙结构、声波速度及频域信号的变化规律，揭示了页岩孔隙结构变化与声波速度变化的内在联系，建立了一种以弹性参数为依据的页岩水化损伤程度的定量表征方法。研究结果表明：①页岩水化作用过程中，其孔隙结构表现为小孔隙数量增加、小孔隙朝着大孔隙方向发展、大孔隙及微裂缝产生；②页岩声波速度随着水化时间的增大而减小，下降幅度呈现先急剧减小而后逐渐趋缓的变化趋势，水化作用后页岩频域信号中的低频成分明显减少；③水化损伤速度表现出先逐渐加快然后逐渐减缓的特征，1~6 h水化损伤速度较快，6~24 h水化损伤速度逐渐减缓，24~48 h水化损伤速度趋近于稳定。

为了深入认识由边底水气藏改建而成的地下储气库（以下简称储气库）在多周期注采过程中的气水运移动态特征、库容变化规律，以H储气库为例，利用数值模拟技术分析和评价了该储气库在多周期注采过程中的运行动态，如注采气量变化趋势、地层压力分布特征、气水边界的纵横向变化情况等。研究结果表明：①在多周期注采过程中，随着注气井数、采气井数的增加，H储气库的日注气量、日采气量均稳步提升，储气库的调峰保供能力逐年增强。②经过多周期注采，地层压力从构造高部位向低部位逐渐扩散，压力分布趋于均衡，储气库的注入气整体得到有效动用。③储气库的注采运行过程与气藏的开发过程存在着明显的差异：气藏开发过程中，气水运移主要为单向运动，气水前缘向气藏内部推移；而储气库运行过程中，多周期注采交替进行，注气过程中气水前缘向气库外部推进，采气过程中气水前缘向气库内部推进，气水前缘的进退亦随注采而交替进行。④地层水随多周期注采而从储层孔隙中排出，含气饱和度随之提高，这不仅使储气库在采气过程中的水侵风险相对气藏开发过程而言有所降低，而且使储气库具备持续扩容的潜力。结论认为，对由边底水气藏改建而成的储气库，上述气水运移动态及库容变化规律将直接影响储气库的库容量及动用效率，该研究成果对于同类储气库的注采设计与高效运行均具有参考意义。

近年来四川盆地中部磨溪—高石梯地区震旦系上统灯影组天然气勘探取得了战略突破，促使深层古老富有机质泥页岩成为石油地质学家们关注的热点，明确该盆地震旦系上统陡山沱组烃源岩地球化学特征及其沉积环境，对于深层—超深层油气勘探具有重要的地质意义。为此，以川北地区绵竹清平、宁强阳平关、镇巴小洋坝、城口高燕4个典型露头剖面为研究对象，采用干酪根镜检分析、微量元素及其比值测试等方法，分析了该区陡山沱组烃源岩地球化学特征及形成时的氧化还原条件、古生产力及热液活动对有机质富集的影响，探讨了该区陡山沱组烃源岩发育模式。研究结果表明：①川北地区发育陡山沱组烃源岩，其分布受沉积相的控制，厚度介于8~493 m，TOC介于0.71%~2.60%，干酪根碳同位素值介于-25.5‰~-36.2‰，表现出腐泥型—偏腐泥混合型干酪根的特征；②受构造—沉积分异作用影响显著，该区陡山沱组烃源岩具有非均质性强、平面分布差异性大的特点。其中盆地相沉积水体为缺氧环境，受热液作用明显，平均TOC达2.60%，烃源岩质量好；③该区陡山沱组沉积期有机质富集，主要受控于氧化还原条件，热液活动也为有机质富集提供了有利的条件，而受古生产力的影响则不明显。

为了建立异常高压气藏压力形式“一点法”产能评价公式，基于Al-Hussainy拟压力形式产能方程，由μZ—p图和p/μZ—p图确定出异常高压气藏的压力临界拐点，推导并建立了异常高压气藏高压段的“一点法”产能评价公式。研究结果表明：①中国典型异常高压气藏压力系数介于1.34~2.29，原始地层压力介于49.28~150.00 MPa；②由18个国内外典型异常高压气藏的PVT参数，确定出异常高压气藏的压力临界拐点为53.00 MPa；③当异常高压气藏压力超过53.00 MPa时，μZ与p近似呈线性关系且p/μZ近似为常数，应采用压力二项式产能方程求解；④所建立的产能评价公式与陈元千“一点法”公式近似，不同之处在于，前者的产能方程系数和气井绝对无阻流量（q_AOF）由压力二项式产能方程求解；⑤气井未开展多点测试时，气井稳定经验数（α°）是未知的，若采用α°的平均值0.164 4进行应用，具有一定的不确定性。结论认为：从理论维度上看，压力形式“一点法”公式更适用于异常高压气藏；实例应用结果表明，较之于陈元千“一点法”公式，所建立的产能评价公式计算的气井q_AOF平均误差为49.16%，可以在一定程度上降低其计算误差。

渝西区块奥陶系上统五峰组—志留系下统龙马溪组深层页岩气是进一步实现四川盆地南部页岩气上产稳产的潜力区，其中H202井区已进入大规模产能建设阶段，但目前仍面临投产井开发效果差异大、产能影响因素未明确等挑战。为了给该区深层页岩气后续开发部署提供技术支撑，综合I类连续储层分布、靶体、裂缝特征及分布、压裂强度、支撑剂类型等因素，对H202井区已投产典型井开展地质工程一体化研究，总结建产井排采特征和生产效果，对开发技术政策、钻井工艺和压裂工艺适应性进行对比分析和全面评价，建立了网状缝区域高产井模式，提出了针对未投产井的下一步开发优化对策。研究结果表明：①储层静态参数是基础，应综合考虑构造、沉积、储层和裂缝展布等基本特征，优选网状缝区域进行井位部署；②保证优质储层钻遇率，提高铂金靶体钻遇长度；③在网状缝区域内提高施工参数（排量20 m³/min，用液强度40 m³/m，加砂强度4 t/m），提升储层改造效果，在单向缝区域采用渐进防控对策，重点保障井筒完整性；④统筹考虑开发效果和经济效益，提高陶粒支撑剂占比。结论认为，相关研究结果可以指导后续建产平台部署与生产，有助于实现深层页岩气规模效益开发。

四川盆地西部川西坳陷新场地区三叠系上统须家河组二段气藏发育低阻裂缝—孔隙型储层，储层岩性致密、非均质性强、气水关系复杂，基于常规测井曲线以及常用的气水交会识别图版法来识别储层流体性质，存在着较大的不确定性。为了破解该区断缝体气藏低阻储层气水层识别难题，在一维核磁共振测井基础上优化设计测量模式，建立了（T₂、T₁）二维核磁共振测井气水识别图版，并基于电成像测井视孔隙度频率谱技术原理，开展了低阻储层气水识别技术攻关研究。研究结果表明：①各种流体组分在二维核磁共振测井图版上具不同的分区特征，可以有效识别该区低阻裂缝—孔隙型储层可动气与可动水组分；②电成像测井具有高分辨率和高井周覆盖率，不仅可以用于分析储层孔隙结构，亦可用于低阻裂缝—孔隙度储层气水识别；③测试建议——如果低阻储层段评价为气层则进行测试，若评价为气水同层则不测试。应用结果证实，新方法的气水识别解释结论与试气结果符合率由之前的80%提升到95%左右。

中非西部多瑟欧盆地西部隆起构造带和东部反转背斜Ⅲ、Ⅳ次级构造带广泛发育特征明显不同的花状反转构造，但目前对于这些花状反转构造类型的归属、演化进程及其与油气成藏关系的认识尚不清晰。为此，利用钻井、测井、地震等多种资料，采用平衡剖面、构造与油气成藏等分析技术开展了综合研究。研究结果表明：①早白垩世纽康姆—巴雷姆期，盆地为伸展断陷发育期，盆地结构构造及规模已具雏形；②东部反转背斜Ⅲ、Ⅳ次级构造带为受走滑断层F₁、F₂控制的花状反转构造带，其上广泛发育一种非常规的正花状反转构造，突出表现在花状构造向上发散部分以小型正断层为主，但地层形态却呈现为背形，而西部隆起构造带则发育大型常规正花状反转构造；③盆地经历了伸展断陷—走滑—拗陷3个大的演化阶段，在拗陷阶段又经历了3幕构造反转，正花状反转构造演化进程突出表现为短断长拗、强伸展—走滑、3幕脉冲式西强东弱反转特征；④构造反转活动控制着正花状反转构造和相应圈闭的发育和分布；⑤位于东部反转背斜Ⅲ—Ⅳ带上的正花状反转构造型圈闭可划分为源内成藏和源上成藏2种模式，并具有圈闭形成时间—有效烃源岩生排烃高峰—构造反转幕次—断层再活动时间匹配良好之特点。

为了系统梳理非稳态法渗透率测试技术的发展脉络、技术特点及行业应用现状，采用文献分析与技术对比的方法，研究了压力脉冲衰减法、压力降落法及压力振荡法的理论基础、关键突破与局限性，并结合中国技术引进、国产化进程及跨领域拓展案例，探讨了该技术的优化与推广路径。研究结果表明：①压力脉冲衰减法通过建立岩心上下游压差衰减模型，解决了低渗透样品渗透率测试难题；②压力降落法利用实时压力数据与自动化控制采集技术，成为中高渗透率覆压孔渗联测系统的主流技术，已实现对0.001~30 000 mD样品的全量程覆盖；③压力振荡法虽能通过周期性压力变化实现信号增益，但因进口端压力控制精度要求严苛，尚未在油气田实现规模化应用；④中国科研机构通过本土化创新，形成了具有“中国烙印”的特色技术（例如突破了测试样品规则形状的要求限制，将测试下限突破到10^-7 mD）。结论认为，中国在非稳态法渗透率测试技术领域的创新实践不仅助推了油气勘探开发技术进步，而且还为航天等领域超低渗透介质测试提供了新思路。

为了解决川渝地区油气井钻井过程中钻遇失返性漏失地层而堵漏效果差，甚至引发钻井事故的问题，基于压力平衡原理，建立了注水泥钻具下入深度和水泥塞下沉高度两项关键参数的计算方法，同时完善了水泥浆体设计要求、优化了施工工艺流程，形成了一套高注高挤注水泥堵漏技术体系。研究结果表明：①堵漏水泥浆密度与钻井液密度一致，能有效保证水泥浆在井筒内驻留，确保注水泥塞成功率；②通过计算所确定的钻具下入深度，既能定量控制井筒内水泥塞的长度，又能保证钻具安全；③采用关井挤注的方式，可以有效控制水泥浆往漏层方向流动，提高堵漏成功率；④水泥浆初凝时，分段憋挤胶凝态水泥进入地层，能有效提高地层的承压能力；⑤将该项技术现场应用于33口井，一次性堵漏成功率达90.9%，其中7口井的统计结果显示单井平均承压能力提高了31.4%，应用效果良好。结论认为，高注高挤注水泥堵漏技术对川渝地区钻遇失返性漏失地层的堵漏效果明显，施工作业安全，一次施工就能达到既堵漏又提高地层承压能力的目的，为优快钻井、安全生产提供了技术保障。

为了降低川渝地区大尺寸井眼钻井过程中的钻具事故率，以Z201-A井大尺寸井眼（Ø406.4 mm）起钻中Ø228.6 mm钻铤断裂事故为例，回溯钻铤使用历程，并从钻铤断面特征、钻柱力学模拟和井下振动强度等方面加以分析，确定了断裂原因，进而提出了钻具安全管理措施。研究结果表明：①该钻铤为疲劳断裂，具体原因包括钻铤强度减弱、钻具受力复杂及井下振动剧烈等；②该钻铤经多次使用，外径已由228.6 mm磨损至226.0 mm，母螺纹和公螺纹的弯曲强度比为2.18，低于API标准值（2.5），母螺纹强度减弱是钻铤断裂的原因之一；③钻柱力学模拟结果表明，较之于小尺寸井眼，大尺寸井眼钻进过程中钻具承受了更大的弯矩和应力，扶正器附近位置是钻具组合受力薄弱点，疲劳速度更快，断裂的钻铤正是位于扶正器上方，其为断裂发生的主要原因；④该井第一次开钻大尺寸井眼（Ø660.4 mm）表层钻进时，岩性软硬交错，井口扭矩测量表明井下振动剧烈，最高横向振动强度超过30 g，对钻具螺纹的损伤极大，同时井下振动计算结果表明，井眼尺寸越大，钻具平均等效应力越高，井眼尺寸超过Ø444.5 mm后，钻具平均等效应力呈指数级上升，并且较之于钻压波动，扭矩波动对钻具应力幅的影响更大；⑤基于上述原因，从钻井技术、钻具管理两个方面提出了钻具安全管理的具体措施。结论认为，该项研究成果可以为该区大尺寸井眼钻井中的钻具安全提供指导，有助于降低钻具事故率、缩短钻井周期、控制钻井成本、保障优快钻井、实现提质增效。