四川盆地西北部上三叠统须家河组纵向上发育多套致密砂砾岩气藏,具备多层系立体勘探的广阔前景。目前针对该区域须家河组沉积古环境及物源体系的认识还不够深入,导致勘探上有点无面,严重制约了下一步攻关方向,需要加强该区域沉积古环境的研究。通过显微薄片鉴定、全岩矿物X衍射、稀土微量元素分析,结合井、震资料,对主要层段须三段—须二段含气砂体岩石类型、矿物含量、物源条件、古气候、古盐度及古氧化还原条件进行系统分析和对比研究。研究结果表明：①须二上亚段以长石岩屑砂岩为主,石英及长石矿物发育,石英含量超过50%;②受龙门山碳酸盐物源供给影响,须三下亚段普遍含钙质,岩屑成分以碳酸盐岩为主,方解石与白云石矿物发育,石英含量低于50%;③须三下亚段砂体稀土元素特征较须二上亚段更为复杂,指示多物源特征,两者沉积时该区整体处于潮湿性干热古气候,沉积环境偏淡水氧化环境,但须三下沉积期比须二上沉积期气候更为潮湿、古盐度略高、氧化性也更强。研究成果对川西北部须家河组重点砂岩层段微观特征、沉积古环境及地层划分新方案具有一定参考意义。

近年来,四川盆地JQ气田致密砂岩储层展现出良好的勘探开发潜力。然而,在油气藏开发实践过程中,致密砂岩储层岩石存在应力敏感伤害,将影响气井产能。为了明确储层岩石应力敏感性及其对单井产能的影响,助力气藏的高效开发,针对四川盆地JQ气田中侏罗统沙溪庙组致密砂岩储层,在地层温度下开展变围压和变回压两种方式应力敏感性评价实验。结果表明：①变围压方式下储层岩石渗透率损失率在78.83%~95.85%,应力敏感普遍偏强。②变回压方式下储层岩石渗透率损失率在1.48%~64.02%,渗透率较低的样品,应力敏感表现为无~弱;渗透性越好,应力敏感越强。③6号砂体的应力敏感比8号砂体强。④应力敏感对气井产能有较为严重的影响,产量由1.75×10⁴ m³/d降至0.17×10⁴ m³/d,升降出口压力次数越多,获得的产量越低。因此,在制订生产措施时,渗透能力好的储层或压裂改造后的储层应选择合适的生产压差,防止在过高的生产压差下,喉道、裂缝提前闭合,尽可能降低应力敏感程度,提高单井产能和采收率,保障致密砂岩气藏的长期稳产。

勘探实践表明,四川盆地新元古界上震旦统灯影组具有丰富的油气资源,为了科学认识古构造对沉积、储层及油气成藏的控制作用,进一步夯实灯影组下一步勘探理论依据,需要针对灯影期构造—沉积格局进行研究。基于重磁、构造、沉积等资料分析,开展克拉通西部边界的探讨,研究古裂陷的分布与成因;基于构造控制沉积建造的思路,探究晚震旦世灯影期上扬子克拉通沉积格局。研究结果表明：①扬子克拉通西界由龙门山—安宁河断裂带向西推延至金沙江—红河断裂带,称为泛扬子克拉通;②泛扬子克拉通内发育 3 支克拉通内裂陷,将泛扬子克拉通西部地区分割成东部和西部两个次级克拉通盆地;③东部次级克拉通盆地以白云岩类为主,沉积环境相对局限,西部次级克拉通盆地石灰岩类厚度较大,沉积环境相对开放;④克拉通内裂陷及其两侧台缘带的沉积建造构建了优越的侧向对接源—储成藏组合,是目前灯影组重点勘探对象,万源—达州裂陷带是值得关注的勘探区。

川中地区侏罗系致密油藏主要依靠地层的天然能量进行开发,原油溶解气油比较高,具有较好的气驱能力,因储层渗流主要受喉道和微裂缝控制,渗流阻力大,油气井产量小,一次采收率低。为了提高油藏储量动用程度,需要更深入了解川中地区特低渗储层气驱油过程中的渗流机理。通过岩心人工造缝,对基质岩心和造缝后裂缝岩心的渗透率、相渗、饱和度等进行分析,并开展同一束缚水条件下的油气相对渗透率测试和溶解气驱渗流阻力实验研究。研究结果表明：①基质岩心和裂缝岩心均随岩心渗透率升高,两相共渗区饱和度升高,残余油饱和度降低;②岩心渗透率越低,流体渗流阻力影响时间就越早,脱气形成的气泡大小对其影响也越早;③当井底流压高于渗流阻力拐点对应回压时,溶解气驱存在有利压力区,且原油脱气对原油流动影响较小,可有效利用溶解气驱能量;④根据溶解气驱模型试算,依靠溶解气驱开采的油井,泄油半径较小,越靠近井筒,压力下降越快,压力分布呈非线性分布。通过对致密油藏储层渗流机理的研究,为致密油藏的开发方式优选和提高油井的稳产高产具有一定的借鉴意义。

如果井间连通性较好，气藏在多井生产时可能会产生明显的井间干扰，影响气藏的开发效果。传统方法对井间干扰多以定性判断为主，难以作出定量评价，不能为干扰井组内气井生产制度的优化提供依据。为此，运用不稳定渗流理论和源函数法建立多井干扰渗流数学模型，基于对井间干扰作用下压力降叠加的无因次化，提出井间干扰因子这一特征参数，形成了一种可以通过气井生产动态数据来定量评价井间干扰强度的便捷新方法；进而以井组内两口气井为例，对该方法进行了数值模拟机理分析，再用四川盆地中部地区二叠系栖霞组气藏的两个井组（分别有两口气井）作为实例进行应用验证与预测。研究结果表明：①对于两口气井的干扰井组，随着井组中某井产气量的增加，其邻井的井间干扰因子随之增大，表示某井对邻井的干扰加强，反之则干扰降低；②两口气井的井间干扰因子曲线呈“X”形交叉状，在交叉点处的干扰因子之和最小，井间干扰强度最低；③干扰因子曲线交叉点处的气井配产方案为最优生产制度，可据此调整气井配产，实现对干扰井组天然气储量动用的优化。结论认为，新方法在定量评价多井生产气藏井间干扰强度方面作出了有益且有效的探索，对现场生产管理具有指导意义。

为了解决高产水气井采输系统压损大、井筒携液困难、地面集输效率低及采出水处理成本高等一系列问题，实现高含水气藏规模效益开发，采用数值模拟与现场实践的方法对所研发的同井采注技术进行了优化提升。研究结果表明：①研制的高产水气井电动潜油离心泵同井采注技术，既通过电泵深抽强排高效采气，又确保采出水直接井下注入地层；②所建立的潜油电泵同井采注井下气液分离器CFD数值模型，能有效预测井下分离器出口分气效率，平均误差6.92%，并设计采用二级井下气液分离器，确保气液分离效率超过90%，有效解决了潜油电泵井在生产运行过程中频繁发生气锁卡泵难题；③潜油电泵同井采注技术能有效降低井筒动液面和井底流压，已累计推广应用50口高产液水淹关停井有效复产和稳定生产，累计增产天然气8 000×10⁴ m³，产出水全部实现井下回注，累计回注20×10⁴ m³，节约水处理费用4 000万元。 结论认为：气井同井采注技术实现了只采气、不产水的目的，为国内外高含水气藏效益开采探索了新途径。

近期在四川盆地蓬溪—武胜台凹钻遇的2口井在上二叠统长兴组获得高产气流,显示该区块具有较大的天然气勘探潜力。虽然前期已在开江—梁平海槽西侧陆续发现了龙岗､元坝等大型台缘礁滩复合气藏,但因不同区域发育生物礁的形态特征不同,地震响应特征多样,对蓬莱—苍溪—龙岗地区礁滩体分布规律的认识目前尚不清晰。为此,综合钻井及地震资料,结合正演模拟及古地貌刻画,进一步明晰了该区长兴组生物礁展布特征及天然气勘探潜力。研究结果表明:①蓬莱—苍溪—龙岗地区长兴组可划分为7个地震相,整体总结为“一洼”“一台”“一槽”,“一台”内部又可进一步划分为“三隆两凹”;②该区共发育孤立丘状台内塔礁､台内点礁群､宽缓丘状台缘礁、锯齿状台缘礁、横向并积台缘礁、纵向加积台缘礁6种模式生物礁滩体;③蓬溪—武胜台凹东侧 “Y”字形台缘带天然气勘探有利区面积达942 km²,苍溪剑阁高带礁滩异常带面积为498 km²。结论认为:苍溪高带与元坝南区具有较强的可类比性,具有较大天然气勘探潜力。

为了揭示二氧化碳压裂造缝机理，采用二氧化碳压裂大型物理模拟实验、X射线衍射检测、岩石力学测试、岩样CT扫描及对现场压裂的水击压力响应、井下微地震裂缝监测解释等手段，从小尺寸岩样、大尺寸岩样及大尺度矿场3个尺度开展了实验及试验研究。研究结果表明：①超临界二氧化碳在岩石中具有极强的滤失穿透性，其形成的人工裂缝面积远小于常规水力压裂；②二氧化碳对地层岩石中的方解石和白云石具有明显的溶蚀作用，并导致岩石杨氏模量值、剪切模量值和抗压强度值减小，岩石脆性指数增大；③受二氧化碳浸泡的影响，岩石破裂后所形成的裂缝断面较粗糙、整合性差，即使在没有支撑剂支撑的条件下仍具有较好的导流能力，实现了人工裂缝的自支撑；④二氧化碳压裂瞬时停泵压力表现为小幅度长时间的波动，其压力传导特征与常规水力压裂存在着明显的区别；⑤超临界二氧化碳压裂的混合断裂机制较好地解释了二氧化碳压裂物模实验中声发射信号少、矿场压裂试验中微地震事件少的现象，证明了超临界二氧化碳压裂的混合断裂机制理论的合理性。结论认为，在没有支撑剂加入的情况下，二氧化碳形成的人工裂缝能够起到较好的油气增产作用，也由此证明了二氧化碳压裂自支撑理论的合理性。

松辽盆地南部下白垩统火石岭组煤岩气作为非常规油气资源，分布广、储量大，是常规天然气增储上产的重要接替资源。但是该区火石岭组碳质泥岩硬度高且微裂缝发育（多为水平裂缝），当井斜角超过88°时，碳质泥岩井壁会产生大量的大掉块，钻具旋转过程无法将其破碎，且掉块很难被携带至地面，井筒清洁难度大，堆积在井底的掉块会在起下钻过程中造成遇阻甚至卡钻等井下事故，严重时需要封井侧钻。为此，开展了坍塌压力精确预测、钻井液性能优化及防卡措施制订等多项研究。研究结果表明：①借助岩心实验结果及测井数据通过软件建模，对碳质泥岩及煤岩的坍塌压力进行预测，并在导眼施工过程通过地破试验获得地层漏失压力，在此基础上设计钻井液密度，可为井壁提供有效的力学支撑；②通过强化钻井液封堵性、抑制性，并优化钻具组合、制订有针对性的防卡措施，能大幅度地降低卡钻风险，杜绝“卡死”情况发生，在应用过程中成功解决卡钻4次，有效预防卡钻8次，并且水平段长度由287 m延长至765 m，初步解决了该区钻遇碳质泥岩井段易卡钻的难题。结论认为，相关研究成果有助于加快对松辽盆地深层煤岩气勘探开发进程。

为了深入分析鄂尔多斯盆地北部乌审旗古隆起对其周缘奥陶系马家沟组构造—沉积分异特征的影响，基于地震、测井、岩心及野外剖面等地质资料，对马家沟组沉积期内部应力环境进行分析，通过绘制古地貌图确定该盆地内部地表地形变化，明确马家沟组重点层段的岩相古地理，厘清该区内部岩相分异特征。研究结果表明：①在区域构造作用力下，乌审旗古隆起在马家沟组沉积期发生间歇活动，使得鄂尔多斯盆地北部马家沟组沉积期古地貌产生明显的隆坳分异；②该区马家沟组岩相古地理也具有明显的分异特征，海进期两坳陷（靖西坳陷、米脂坳陷）相互沟通且与广海相连，在深部位发育灰坪微相，在古隆起发育云坪、灰云坪微相；③海退期两坳陷受到乌审旗古隆起的阻隔，并且与广海的沟通也受到其他古隆起的阻隔，在两个坳陷分别发育膏盐湖，古隆起发育含膏云坪、云坪微相。结论认为，乌审旗古隆起对“一隆两坳”的岩相古地理格局在整个马家沟期均有控制作用，影响了该区马家沟组的构造—沉积演化及分异。

四川盆地南部地区LZ区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气勘探潜力巨大,但其岩石组分､结构､物性非均质性强,储层可压裂性评价研究便成为热点和难点。为了给川南LZ区块及其周缘地区的深层页岩气储层甜点评价及可压裂性评价提供依据,在全直径岩心上选取与层理面角度分别为0°､45°､90°的岩样进行X射线衍射､电镜及三轴压缩､声波试验测试,分析其力学参数与矿物组构的关系,对比不同方向的动､静态力学参数以及弹性波速的差异,深化认识深层页岩的力学参数及其各向异性特征。研究结果表明:①研究区内页岩以石英与黏土为主要矿物,平行和45°斜交层理岩样的杨氏模量与石英含量呈明显正相关,与黏土含量呈明显负相关,而垂直层理岩样的杨氏模量与石英､黏土含量相关性则均较弱;②有效围压应力影响页岩静态力学参数,随着有效围压应力的增大,杨氏模量呈现起伏变化,泊松比､峰值强度出现上升､下降现象;③页岩力学参数与弹性波各向异性明显,平行层理岩样的杨氏模量､峰值强度､纵横波波速高于45°斜交层理和垂直层理岩样;④所有样品的动态杨氏模量均大于静态杨氏模量,垂直方向动､静态杨氏模量及平行方向泊松比都具有较好的线性正相关性,45°斜交方向动､静态杨氏模量比泊松比相关性较强。

四川盆地南部地区深层页岩气井固井作业中施工压力高（60~80 MPa），井口固井水泥头的操作难度和安全风险较大。为此，研制了一套与常规水泥头结构、工作原理完全不同的Ø139.7 mm高压气动有线远程控制双胶塞水泥头（工作压力为90 MPa）。该水泥头主要设计原理为：采用转动90°开关挡销机构同步控制3个流道（主流道、旁通流道、主流道与旁通流道之间流道）的开启与关闭；利用开关挡销机构90°旋转实现了流道切换和胶塞投放一次性完成；气动控制系统由气动控制箱和气动挡销总成等组成，气动控制箱一边接井队气源，另一边接水泥头；借助井场气源，通过气动控制箱控制水泥头上各个旋转阀的开关，通过操作控制箱上的手柄，完成胶塞投放、流道切换。室内测试与现场应用结果表明：①室内测试该水泥头各项性能良好，在带压40 MPa的条件下，转动旋塞开关2 s完成、静水压密封压力为100 MPa、强度压力达137 MPa；②现场应用5井次均获成功，启动控制系统到胶塞释放入井时间均不到3 s，远程距离5~20 m可调，整个施工过程连续稳定；③与常规水泥头相比，从注完水泥浆到开始顶替这一固井阶段节约时间4~6 min。结论认为，所研制的高压气动远控双胶塞水泥头抗压能力强，远程控制系统可靠，水泥头操作的安全性和便捷性都得到了保障，为现场固井作业自动化奠定了基础。

川西地区天府气田上三叠统须家河组四段气藏是四川盆地致密气下一步产能接替的重要领域，是典型的低渗透储层，岩性、孔隙结构复杂，导致储层孔渗关系和岩电关系常出现“非线性”和“非阿尔奇”现象，给储层饱和度等测井参数精细计算和气水识别带来不小的困难。为了准确计算储层含水饱和度，采用岩石物理实验并引入中间变量导电孔隙度，建立高精度胶结指数的计算模型，确定变m的含水饱和度模型，再与阵列声波弹性参数直接计算的含水饱和度进行对比。研究结果表明：①m值、有效孔隙度和导电孔隙度的差值具有较高的相关性，引入中间变量导电孔隙度，构建高精度的变m含水饱和度计算模型，较常规饱和度模型计算精度明显提高；②通过阵列声波测井计算含水饱和度，并设计不同饱和度情况下弹性参数变化实验，建立阵列声波弹性参数计算含水饱和度的方法在钙质夹层发育段计算值偏大。结论认为，变m饱和度模型计算的饱和度与密闭取心饱和度相关性较好，能够满足储层评价的需要。

位于渤海湾盆地的胜利油田在挖潜老油田剩余油工作中，年部署小井眼开窗侧钻井达400口，其中绝大多数井都存在泥页岩井壁失稳、泥包钻头、短半径水平井狗腿度大且易托压、小井眼环空压耗高、形成岩屑床等难题。为了优化钻井液技术，通过分析已完成的多口小井眼侧钻井的钻井液技术体系设计、固相控制等，重点针对多元醇—聚合物正电胶体系构成、现场施工工艺技术、复杂事故原因和处理方法进行分析、评估。研究结果表明：①多元醇—聚合物正电胶体系保证了侧钻小井眼不同井段的钻井施工，该体系在抑制、润滑、井壁稳定、油气层保护等方面评价效果较好；②控制钻井液的漏斗黏度和动塑比是满足小井眼井壁稳定和良好携岩的两个重要条件，合理的流变参数控制是小井眼井壁稳定的关键前提。 结论认为，以原聚合物正电胶钻井液为基础，加入2% ~ 3% 多元醇后，可以有效清除岩屑床，保证井眼清洁，钻进过程中井壁稳定，未发生复杂事故，缩短了钻完井周期，降低了钻井成本，有助于老油田剩余产能挖潜。

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。

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。

为了进一步提高天然气产量预测精度，以四川盆地常规天然气为例，创新采用Shapley值法，对天然气产量峰值预测中常用的3种模型——Hubbert、Gauss、GM(1, N)进行权重分配，从而构建了符合四川盆地常规气产量“波浪式”增长特点的高精度产量组合预测模型（以下简称新模型）。研究结果表明：①借助新模型对四川盆地常规气产量进行预测，其产量将在2046年达到峰值，峰值产量为412×10⁸ m³/a，相对稳产期为2038—2054年，稳产17年；②新模型能够有效结合上述3个模型的优点，相对误差低于单一预测模型，方法准确可靠；③采用残差分析和精度检验对4种预测模型（3种单一预测模型+新模型）进行进一步评价，新模型满足F检验和t检验，其检验值最小、精度最高，残差和标准化残差均低于其他模型，预测结果的稳定性也最好。 结论认为：采用Shapley值法所构建的新模型，可以实现对天然气产量峰值的精准化预测，为中长期天然气规划产量方案的制订与优化提供了可靠的数据支撑。

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。

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。

位于塔里木盆地中西部的顺北油田油气产层为奥陶系碳酸盐岩，储层埋深超过8 000 m，井底温度高达180 ℃。为了提高该区钻探成功率，解决超深层小井眼定向钻井过程中井壁稳定、井眼净化及润滑防卡等问题，通过梳理钻井液技术难点，制订技术对策，优选钻井液处理剂，构建了高效低摩阻抗高温钻井液体系。评价实验与现场应用结果表明：①该钻井液体系具有良好的抗温、沉降稳定、抑制、封堵及润滑性能。②应用于顺北油田8断块4口井的钻井四开井段，在相应的钻井液现场维护处理工艺辅助下，高效低摩阻抗高温钻井液有助于实现优快钻井，较之于该区块前期已完钻的4口井，采用新钻井液体系的四开井段平均机械钻速提高36.91%、平均钻井周期缩短14.41%。③该钻井液有效解决了井壁稳定、井眼净化及润滑防卡问题——应用井的井身质量好，平均井径扩大率为5.86%，平均井径扩大率较前期已完钻井降低31.62%；钻井液悬浮携带能力强，井眼净化效果好；钻井液润滑性好，定向过程中摩阻和扭矩低，定向钻进顺畅。结论认为，该钻井液体系的研制与成功应用，为该区下一步油气勘探开发提供了技术保障，对其他区块超深定向井的钻井液构建及施工亦具有参考意义。