四川盆地蓬莱区域蓬深6井以9 026 m的钻达井深创下亚洲陆上最深直井纪录。其最高地温超过200 ℃,最高地压超过150 MPa,地层岩性复杂,井漏、垮塌、缩径、污染、溢流事件多发,对钻井作业中的工具、仪器、工艺提出严峻挑战。为此,设计了精细的钻井方案：①建立超深超高温小井眼防卡与井眼轨迹控制技术,实现了1 246 m长段小井眼安全钻井;②针对性采用长段漏垮同存安全钻井技术、长段膏盐层进行缩径与盐溶预防、酸性气体污染治理、大井眼长段重负荷套管安全下入等技术,有效预防了上部地层漏、塌、卡、缩事件的发生,全井故障复杂时率控制在10 %以内;③集成应用长寿命强攻击型PDC钻头、复合钻头,高抗扭抗高温螺杆、垂直钻井系统,完善钻井泵、高压管汇等关键设备配套,以提高钻井速度。实钻结果表明：集成应用9 000 m超深超高温超高压钻井技术,不仅安全完钻,钻井周期仅561 d,且创下川渝地区套管下入的最大重量（6 800 kN）、上提最大吨位（5 500 kN）等20项创新施工纪录,为后续万米特深井钻探积累了经验。

近年来,随着我国油气资源的勘探开发向深层、超深层迈进,深井、超深井数量快速增长,但超深井钻井过程中仍面临诸多难题,亟需开展超深井复杂地层钻井技术研究。以四川盆地中部蓬莱气区为例,储层埋藏超深,地质条件复杂,纵向产层多,压力系统复杂,断层、膏盐、高压盐水发育,必封点多,井控风险高;蓬莱气区超深井钻井在钻井过程中遇到机械钻速低、故障复杂时效高、钻井周期长等问题。为此,对蓬莱气区开展钻井提速技术研究。通过对已钻井实钻数据进行分析,总结提出3个制约钻井提速的瓶颈问题,并重点介绍了针对问题形成的技术对策与初步实施效果。研究结果表明：①通过缩短大尺寸井段长度,钻井速度得到有效提高;②通过将高低压层段放入两个钻井开次,故障复杂发生率得到有效控制;③通过优选堵漏材料、扩展安全密度窗口的高效承压堵漏技术,能够解决窄安全密度窗口井段喷漏同存难题;④通过在难钻地层采用“个性化PDC钻头+螺杆”复合钻井技术、应用扭力冲击器、大尺寸钻具,难钻地层提速效果明显。结论认为,上述技术对策有效解决钻井提速难题,为蓬莱气区超深井安全快速钻井提供了有力的技术支撑,也为其他区块超深井钻井提供了技术参考。

白云岩储层在全球油气勘探与开发中占有重要地位。白云岩作为一种钙镁碳酸盐矿物,无论在海相、陆相等沉积环境,还是同生、成岩、浅埋藏和深埋藏等成岩过程中均有出现,但在现代海洋沉积中却很少发育。因此,白云岩的成因一直是国内外碳酸盐岩储层研究的难点和热点。研究结果表明：①白云岩的成因可以分为原生和次生两种,巨厚的白云岩地层多由含Mg²⁺的成岩流体在特定的流体动力学条件下渗透并改造前期石灰岩地层而形成;②依据白云岩形成的环境、流体动力学条件和成岩流体中离子的浓度,将白云岩的成因归纳为7种模式：蒸发泵模式、渗透回流模式、混合水模式、海水模式、埋藏模式、热液成因模式和生物成因模式;③白云石化过程对储集空间的发育产生影响,理论模式下,Mg²⁺的离子半径小于Ca²⁺,石灰岩转变为白云岩孔隙度通常会增加,但在成岩环境、新生成白云石含量和晶体结构等复杂因素的影响下,白云岩的储集空间并不一定优于石灰岩,通常白云石化过程会提升储层颗粒的抗压能力及渗透率;④优质白云岩储层成因机理表明,原始沉积环境是基础,白云石化是必要条件,白云石化之外的成岩改造是关键因素。

页岩气超长水平井储层改造时,需进行多段的水力压裂施工,水平段水泥环在多次循环载荷下的密封完整性问题尤为重要。为此,基于岩石微裂纹的演化过程,设计了一种Superflex增韧剂,强化微裂纹处纤维的桥连作用,增强微裂缝尖端弹塑性,阻断微裂纹扩展,降低水泥石塑性形变,从而可以有效预防和控制水泥环封固失效。基于此增韧剂,构建了抗循环载荷弹韧防气窜水泥浆体系,采用常规评价仪器、高温高压岩石流变仪和页岩物性测定仪等手段,综合测试了水泥浆常规性能及防气窜性能,重点讨论了水泥石的强度和韧性特性,并评价了该水泥浆体系的现场适用性。研究结果表明：①Superflex增韧剂与水泥浆相容性好,不影响水泥浆体系的其他性能,且在不牺牲强度的前提下,改善了水泥石的弹韧性。②抗循环载荷弹韧防气窜水泥石承受循环载荷70次后,塑性形变小,保持完整,具有良好的抗循环载荷能力,能够有效地预控超长水平井水泥环封固失效问题。③该水泥浆体系现场应用于水平段长2 700余米的超长水平井,固井质量优良,经分段压裂后,环空不带压,显示了较好的工程应用效果。

目前中国石油西南油气田常规的管道完整性管理工作，部分环节分析方法单一，效率低且结果存在较大的主观性；
传统的数据分析挖掘方法使得各项数据的综合利用效率不高，工作强度和重复性较大。因此，确保数据的准确性及提高工作效率
是增强完整性管理水平的当务之急。①通过对高后果区识别、风险评价、完整性管理方案编制等3 项业务工作开展数据挖掘分析，
明确了每项参数的数据来源，形成了管道完整性管理常规工作数据库；②基于卫星地图定位划分、建筑数据矢量化智能分析、管
段自动划分等关键技术，在西南油气田首次建立了3 项业务工作的智能分析辅助决策模型；③搭建了“高后果区智能识别模块”“风
险评价可视化分析模块”和“完整性管理方案编制智能文字识别填充模块”，实现了相应功能。应用结果表明：智能分析辅助决策
模型可以满足智能分析需求，为管道完整性管理工作带来新的解决方案，推动智能分析决策，提高工作效率和管理水平，为西南
油气田的管道完整性管理工作从预防型进一步提升到预知型提供了技术支撑。

目前在复杂油气藏钻探领域中，现有钻井液体系组分多，性能调控难度大，成本高，且难以兼顾环保要求，因此迫切需
要研发兼具多功能的环保型处理剂。基于上述需求，通过室内实验，考察了寡聚糖处理剂（MQ）在水基钻井液中的作用效能，并通过
表面张力和接触角分析对其作用机理进行了初探。研究结果表明：①寡聚糖处理剂（MQ）分子能显著提高水基钻井液的液相黏度
且同时增强了黏土颗粒空间网架结构的强度，表现出增黏提切、降低水分子滤失之功效；②寡聚糖处理剂(MQ) 分子上的环多羟基易
吸附在黏土颗粒表面上并形成较丰厚的外表面疏水的水化膜，使它同时起到润滑、抑制水化和致密化泥饼而降低滤失作用；③寡聚糖
处理剂（MQ）在钻井液中增黏提切和降滤失作用的耐温极限为150℃ ；④寡聚糖处理剂（MQ）在水基钻井液中的抗温作用效能优于原
有的黄原胶等聚合糖类处理剂。

为精细评价四川盆地二叠系火山岩储层有效性与含气性,针对阵列声波测井资料开展深入研究。建立了基于斯通利波衰减与反射波信号和纵波速度层析成像技术的储层有效性评价方法,利用阵列声波计算的岩石力学参数形成储层流体性质判别方法,最后,通过偶极横波远探测对井旁缝洞发育程度进行了定量表征,为单井测试结果分析提供合理解释。研究结果表明：①四川盆地火山岩储层主要岩性为火山碎屑岩,储层物性好,斯通利波能量衰减明显,反射系数高,且低频段反射系数比高频段高,地层声速有较明显径向变化,到时曲线滞后明显,反映储层渗透性强、有效性好;②当地层含气时纵横波速度比降低,泊松比降低而体积模量增大,利用泊松比和体积模量交会产生的包络面积可以有效判别储层含气性;③偶极横波远探测成像图显示T2井储层段井外发育有高角度过井裂缝,为地层水流动提供了通道,导致气层段测试产出地层水。

连续油管作业已经成为油气井开发过程中较为普遍的作业,但是在冬季,尤其是夜间,连续油管作业时,井筒内的天然气和地层流体沿着井筒上返的过程中,温度逐渐降低,在一定的压力条件下会形成天然气水合物,这种物质会堵塞连续油管作业中的流体返出通道,从而造成连续油管遇卡,严重时可能带来井控安全风险。为此,从天然气水合物产生的原因入手,结合现场作业实践,分析了冰堵成因、危害、判断方法及防控措施,研究结果表明：①温度和压力、流体饱和度、井筒内的砂粒或钻屑等物质、流动条件的突变等因素均为冰堵成因,在井口附近、防喷器、防喷盒和防喷管等处最易出现冰堵。②冰堵可能导致井下工具遇卡、应力腐蚀、管柱损伤、井控设备失效等危害。③冰堵的判断,最易产生冰堵的连续油管作业工艺主要有两种类型,一是需要向井筒泵注液体并循环出井口的工艺,如钻磨、冲洗解堵作业;二是地层有液体和气同时沿着井筒返出地面的工艺,如速度管柱作业。作业期间发生冰堵,可以通过观察工艺参数的变化异常情况来进行判断,以便及时采取有效措施。④冰堵的预防、控制措施,物理方法如蒸汽加热、用工业防爆电热毯或电加热带保温、泵注热水等,化学方法为添加化学抑制剂（如乙二醇、除硫剂、CaCl₂等）,实际是使用上述一种或几种方法的复合方式以预防或控制冰堵,同时从连续油管作业过程中的具体工艺技术方面,提出了可采取哪些技术细节措施以防控冰堵。将上述研究成果应用于现场,通过4口井连续油管作业期间发生异常,判断为冰堵后采取相应措施、成功解除冰堵的案例,证明研究成果有效,能为现场连续油管安全作业提供技术保障。

超深层天然气勘探开发潜力巨大,已经成为全球勘探开发的热点。近年川西北地区发现双鱼石构造中二叠统栖霞组气藏,成为四川盆地目前最具潜力的超深层勘探开发领域之一。该气藏高温、高压且多断裂,埋藏深度超过7 000 m,开发投资成本高。2020年气藏整体投产以来,5口气井陆续产出地层水,产水井比例超过40%,效益开发面临挑战。为此,基于气藏生产动态特征,采用气藏工程方法对水体活跃性进行评价,提出气藏典型水侵模式,形成气藏差异化治水对策。研究结果表明：①气藏不同区域水体活跃性存在差异,表现出整体水体不大但局部水体活跃的特征。②气井水侵特征包括指数产水型、线性产水型及指数+线性产水型等3类,并以指数产水型为主。③结合气藏地质特征,将气井水侵模式划分为构造端部沿层推进型、单翼边水沿裂缝推进型及双翼边水沿裂缝窜进型这3种类型,并确定气藏3口产水风险井。④提出气藏治水对策：Ⅰ号条带控水为主,Ⅲ~Ⅳ号条带中部各优选排水井1口,气藏合理排水规模250 m³/d。研究结果可保障气藏的长期稳产与科学开发,同时对同类型气藏的开发具有指导意义。

涠西南凹陷发育大量断块圈闭及断块+岩性圈闭,但断裂复杂、断块破碎,单个断块圈闭面积多小于0.3 km²,断层封堵性好坏决定了圈闭的有效性。为此,根据地质、地震资料和钻探成果综合分析了断层封堵性的主控因素,明确了影响断层封堵性的最关键因素是断层倾角,并依托断面正应力断层封堵性进行了半定量计算。研究结果表明：①低倾角断层往往断层位移更长、泥岩涂抹作用更强、封堵作用更强;②断面正应力和控圈断层的封堵能力正相关,在相同埋深下低倾角断层断面正应力更大,形成的圈闭保存条件更好;③断面正应力大于20 MPa时,成藏概率高,这类圈闭多位于花状断层外缘的花瓣断层,以平缓的铲式断层为主,断层断距较大,而断面正应力小于9 MPa时,为成藏的高风险区,这类圈闭多位于花状断层靠近花心的部位,断面陡而直,断距小,断面正应力大于9 MPa而小于20 MPa时,成藏风险介于以上两者之间,这类圈闭多位于花状断层的中部,即花瓣断层与花心断层之间。根据以上研究结果,在低倾角断层发育区优选了3个有利的勘探目标,钻探的6眼井均获得厚油气层发现 。

随着四川盆地常规气勘探开发目标向盆地深层、超深层发展,复杂深井、超深井受套管层序的限制,同一裸眼井段通常钻遇多个压力系统,纵向地层呈现窄安全密度窗口特征。尽管采用控压钻井（MPD, Managed Pressure Drilling）技术保证了安全有效钻进,但给后续小间隙平衡压力固井带来了巨大的挑战。初期的平衡压力固井工艺技术主要针对浆柱结构调整、注替参数优化等方面开展研究,但仍存在一些技术难题,2015—2020年在川庆钻探公司的固井作业中,常规固井技术作业井次漏失率23.8%,压力失衡导致12井次的异常套压事件,安全作业密度窗口小于等于0.10 g/cm³的井况下几乎无法实施常规平衡压力固井作业。为此,针对上述瓶颈问题开展技术攻关,形成了动态控压固井工艺,研究结果表明：①以井筒安全作业密度窗口值为基础,所建立的下套管分段激动压力控制方法与“微吐—微漏”环空动态近平衡压力控制技术,小间隙尾管激动压力值降低50%,近平衡固井作业窗口阈值可达0.05 g/cm³,实现窄密度窗口条件下固井不同作业阶段的压力精细控制。②所开发的全参数在线监控系统和高精度伺服电驱动模式的固井专用节流控制装备,实现0.05 g/cm³阈值窗口条件下固井环空压力始终处于有序可控的状态。③动态控压固井工艺关键技术在川渝地区及塔里木油气田推广应用92井次,固井成功率100%,质量平均合格率较常规固井工艺提升近20个百分点,基本解决了困扰四川盆地、塔里木山前构造等高压气区多年的窄密度窗口固井难题,为类似的复杂区块窄密度窗口井况下实施近平衡压力固井提供了技术借鉴。

四川盆地龙女寺—合川地区中二叠统茅口组气藏获得重大勘探发现,是近期实现万亿立方米规模突破的最佳领域。该区中二叠统茅口组以台内滩相白云岩储层为主,沿古隆起边缘发育,规模、潜力较大,但该气藏埋藏深、受不同程度岩溶作用影响导致储层空间分布复杂、物性差,表现为内部小层难以精细解释、储层地震响应特征不清、储层预测难度大等难点。为支撑该区茅口组勘探开发需求,以白云岩储层预测为导向,结合精细描述白云岩储层主要参数为目标,采用“高精度构造解释+微古地貌刻画”技术,基于茅口组内部小层精细解释开展茅口组古地貌、有利相带预测研究,最后利用相控白云岩储层反演技术开展储层空间展布研究,解决茅口组台内滩发育有利区精细刻画难题。研究结果表明,基于相控的白云岩薄储层预测技术能够更好地反映储层空间分布,为成功预测白云岩储层发育带打下基础,有效支撑了勘探开发井位部署并取得丰硕成果,为下一步川中地区井位部署提供有力支撑。

吐哈盆地侏罗系煤岩天然气区块位于山前高陡构造,地层倾角大,地质条件复杂,为国内陆地埋藏最深的煤岩气气藏,煤层水平井钻探技术在该领域尚属空白,钻井过程中“斜、慢、阻、卡”矛盾突出,亟须开展煤岩气水平井钻完井技术研究。为此,针对井身结构优化、井眼轨道优化、防斜打快技术、煤层坍塌机理、水平段安全钻完井开展了深入分析研究,柯新1H先导试验结果表明：①大三层井身结构可以满足水平井安全钻进,但具有较大的优化潜力;②垂直钻井技术在2 500 m以浅的煤上地层应用效果佳,为中上部地层防斜打快提供了技术手段;③技术套管下深的确定是关键,是保障水平段能否成功实施的基本条件;④水平段通过多靶点轨道设计、随钻岩性追踪、无扶单弯螺杆+缩小底部钻具外径、双向通井工具、强抑制强封堵钻井液等手段降低卡钻风险,在煤层起伏变化大的情况下,确保了千米长水平段钻进与下套管作业顺利实施。

常规地震数据采集,采用检波线排列接收,排列滚动及大线的搬运、更替难度大,在山地复杂地表情况下施工,会严重制约勘探进度和时效性。而节点仪作为一种新型的地震采集仪器,集合了计算、通信、存储和电池技术的优势,促进了陆地大道数、高效率、高密度地震采集技术的发展。为了安全有效地获得高质量的地震资料,四川盆地道真三维地震数据采集采用了节点仪和常规检波器混采的方法。在地震数据采集过程中开展了：①节点仪震前属性检测;②观测系统分析;③采集质量控制;④节点仪适用性研究。应用结果表明：①采用节点仪采集技术很大程度提高了放炮效率;②节点仪全排列接收改善了资料深层反射信息品质;③降低了高山施工安全风险。

在四川盆地西部中浅层致密砂岩气藏中，气井压力、产量递减快，气井产水、井筒积液，严重影响生产。为此，在
多口水平井投产初期、生产中期实施连续油管排水采气工艺，以延长气井的生命周期。随着气井产量的下降，连续油管井生产后
期仍需开展泡排、气举等辅助排液措施，但部分井的泡排、气举效果欠佳。针对这一问题进行研究，优化了泡排介入时机的选择
及泡排剂用量的计算，同时优选了经济可行的连续油管井气举类型及方式，从而提升了致密砂岩气藏低能量气井的排水采气效
果。研究结果表明：①水平井携液临界流量的计算模拟结果显示，水平段较之垂直段、斜井段，水平段的携液临界流量最大，因
而带液难度最大，低能量气井水平段处于泡状流态；当气井产量递减至携液临界流量时，需及时分步介入泡排工艺、继而是补
充能量型的气举工艺，使气井能带液生产。②气液两相流压降模型中考虑泡沫流热阻力因素后，计算的单井泡排剂用量减少约
15% ～ 40%，消除了因药剂加注过量而导致井底泡沫堵塞情况。③产水量较大的常规连续油管井，选择排压高、作业连续、经济
性好的移动压缩机气举工艺。④全通径连续油管井，适宜采用气流量大、携液能力强的CNG（压缩天然气）罐装气举工艺。现场
应用表明，优化了17 口连续油管井泡排药剂用量，平均单井次药剂量减少25%，消除了泡沫堵塞停产现象；优化了4 口连续油
管井的气举方式，排液增产效果显著。

大型体积压裂施工已经成为油气田储层改造的重要手段，在带来大量油气资源的同时，也容易发生压裂后套管变形
的现象，已经发生套变导致内通径缩小的井后续再进行储层改造难度很大。为此，设计了一种耐高温、承高压的套变井用封隔器：
①采用具有雨伞骨架结构的护肩，可以在受压时阻止胶筒形变部分挤入油套环形空间而损坏；②三级活塞的设计可以使封隔器卡
瓦、胶筒在坐封时可以分别独立运动，避免出现胶筒在弹性回弹力作用下留有余量导致坐封不严；③优化了AFLAS 氟橡胶与氢
化丁腈橡胶配比，使封隔器胶筒具有高强度和耐高温性能；④增加水力锚数量以及加装坐封锁环的设计，提高了封隔器坐封稳定性。
应用结果表明：该高温高压套变井用封隔器在200℃的条件下，坐封、解封动作顺利，承压能力超过90 MPa，这个性能指标满足
了大部分油气井对储层改造的施工要求，具有很大推广价值。

为提高老油田开发水平,挖掘剩余烃潜力,进一步探索提高采收率新途径,通过三维地质建模技术,对曲流河点坝及其内部构型开展建模技术方法研究。在储层砂体内部侧积层及侧积泥岩精细描述的基础上,应用地震沉积模拟、一般示性点模拟、多点统计模拟方法,利用循环嵌套的技术,建立定量化三维地质模型,输出结果应用于数值模拟。模拟结果表明：①循环嵌套技术可以有效建立9级层序界面的地质模型,且该模型精度满足后期数值模拟精细研究的要求;②模拟结果清晰显示老油田剩余烃主要富集在砂体顶部及侧积泥岩遮挡部分,为提高老油田采收率提供了有利依据。