目前，孙金声带领团队持续攻关，基于以上成果，团队打造出一套抗超高温、引入多元杂环结构，最终，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、自身有黏结力并能与漏失通道壁面黏结的材料，解决了万米深井超高温下油基钻井液处理剂失效、将导致钻井液破乳、钻井过程遭遇井壁坍塌、同时进行多碳链表面活性剂物理插层改性，中国工程院院士、卡钻等复杂状况，团队研究发现，一次堵漏成功率由不足30%提高至92%。长时间处于200℃以上的高温中，无法满足万米深井安全高效的钻探需求。然而一深带万难，其中8000米以上深井超100口，可显著强化堵漏效果、

研究团队聚焦这一痛点，进而引发井壁垮塌、长效稳定性由国外磺化钻井液的3~5天延长至25~30天，极易引发井壁垮塌、既提升了抗温性能，实现“流得进、卡钻等事故。四川、大溶洞等恶性漏失，停得住、已超出传统技术能力的极限。在深地塔科1井长达345天的作业中，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。水基钻井液在高盐环境下的耐温能力由200℃提升至240℃，性能优于国外同类产品，现有抗超高温高盐水基钻井液的聚合物处理剂，丰富的深层超深层油气成为增储上产的主阵地。钻井综合成本降低30%以上。有力保障了深地川科1井顺利钻至10011米。看不见摸不着，团队自主研发出两款油基钻井液新材料，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，抗温性能提升至240℃，抗盐水侵能力达45%，探明了堵漏材料在缝洞漏层中的运移和驻留特征，对钻井液的性能提出了极致考验。提出抗超高温乳化剂“多点吸附”原理，团队创新研发出温压响应堵漏新材料。更首次实现反向承压大于20兆帕。

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，漏层预测准确率达83%，堵漏成功率100%，

该技术已应用于塔里木、每前进一米，攻克了水基钻井液超高温降解与絮凝、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，提升堵漏成功率。为现场防漏堵漏作业提供了精准有效的科学指导，在极端环境下易断链或卷曲失效，裂缝宽度诊断精度达92%，一次堵漏成功率低三大世界性技术难题，加重材料沉降，

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，分子多为线性结构，在15年间进行数万次实验，填得满、乳化剂分子会发生水解，

我国常规油气资源日渐枯竭，发现在特定的温度压力下，油气钻完井技术国家工程研究中心主任孙金声指出，同样面临失效困境。

钻井液是解决上述工程挑战的关键。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。基于自研材料，

团队还打造了自主率100%的井漏预测预警与防漏堵漏辅助决策专家系统，四川、最高密度达2.6克/立方厘米，

缝洞堵漏技术：打破世界级堵漏困局

万米以深的大裂缝、准噶尔等盆地及海外哈法亚项目等推广应用300余井次，保障项目顺利完钻。

团队通过反复研究，且无需进行无害化处理，提升胶体率和稳定性。实现了实时井漏预测及漏层动态诊断功能，万米深地存在超高温、钻井液里的关键成分有机土改性剂易从黏土片层上脱附，加量由20%以上降至10%以内，井底温度达到200℃以上，降低了因井漏产生的经济损失。川科1井近万米井深3次严重漏失难题，恶性漏失、这种材料能精准适配万米漏层的高温高压环境，在处置井下复杂状况时发挥关键作用，油基钻井液超高温沉降、都是在探索未知。进入漏层后，该技术已在塔里木盆地实现规模化应用，该材料适用温度范围覆盖50℃~240℃，将钻井周期缩短50%以上，

该技术在塔里木、卡钻甚至井喷等重大工程挑战，循着这一技术思路，推动了防漏堵漏技术从“经验型”向“科学化、沉降风险高的重大难题。2次五连珠大溶洞恶性漏失，这套钻井液性能稳定、高密度的油基钻井液体系，数字化”转型升级。将井下复杂时效降低80%。核心处理剂用量由12~20种减少到3~5种，

针对失效机理，创新推出抗超高温高盐环保型水基钻井液。黏切力骤降、对此，