钻井工艺研究院多年来长期开展钻井液与完井液研究，具备了工艺设计、现场服务、新技术推广以及处理剂生产能力。
一、甲基葡萄糖甙钻井液技术
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甲基葡萄糖苷钻井液可由淡水、盐水或海水作水相(若用盐水作为水相,合适的水溶性盐包括NaCl、KCl、CaCl2等),以甲基葡萄糖苷作为主处理剂,再添加适量的降滤失剂(如改性淀粉、聚阴离子纤维素等)及流型调整剂等组成。研究表明,将一定量的甲基葡萄糖苷加入到水基钻井液中,会改变该水基钻井液的性能。
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例如,加入3%以上的甲基葡萄糖苷可以增大钻井液的屈服值和凝胶强度，从而提高钻井液的携岩能力；加入15%以上的甲基葡萄糖苷则会减小钻井液的摩擦系数，提高钻井液的润滑性；加入35%以上的甲基葡萄糖苷不仅可以有效地降低钻井液的水活度，而且可以形成理想的半透膜,阻止与钻井液接触的页岩水化和膨胀，有效地维持井眼的稳定。
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目前已进行了70多口井的现场试验。
郑斜41井试油射开沙一段1277.5～1297.4m，油层4层15.1m，求产获日产油13.2t。
郑364井中途测试表皮系数为-2。
郑369井中途测试表皮系数为0，日产原油21t。
垦东油田馆陶组已钻的KD101、KD102井试油产量只有20多吨，无法在海上形成产能。KD104、KD105井MEG试验：KD104井试油结果日油57t/d，KD105井试油结果日油46t/d，高出邻井1倍。
二、非渗透钻井液技术
能封闭非均质的渗透性地层，包括微裂缝页岩地层；在一定程度上能提高地层的破裂压力；可加宽钻井液密度窗口；能用同一种钻井液钻进不同压力地层；能显著地减少井下复杂情况和油层伤害。
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应用最大井深7026m，应用最高温度240℃，应用最高密度2.35g/m3，应用水平井水平段最长328.38m。
胜科1井通过钻井液中适当的固相粒子级配，提高钻井液的封堵裂缝能力，提高地层承压能力，加入软性粒子提高泥饼的不渗透性，加入非渗透处理剂，进一步提高地层承压能力，钻井液密度最终达到了2.30g/cm3，压力系数提高0.40。地层承压能力提高12MPa。
渤930井邻井渤古1井、渤古2井出现了严重的井壁坍塌，处理事故长达1～2个月，影响了井身质量，污染了油气层。本井三开采用非渗透钻井液，井眼平均扩大率<10%，起下钻畅通、开泵顺利，返出钻井液性能稳定。三开钻进期间进行的两次电测及地层测试，每次都顺利到底。说明该钻井液具有很好井壁稳定能力。
排2－14井采用非渗透钻井液，其井径扩大率为3.45％；排2-10井使用低固相聚合物防塌钻井液，其井径扩大率为10.53%。排2-7日产油量25.28t，明显高于邻井排2-10井（日产量16.6t），证实非渗透钻井液具有优良的油层保护效果。排2-平41井－－新疆准格尔盆地春光油气田排2区块第一口水平井。定向点井深732m，完钻井深1462m，水平段长328.38m，最大井斜94.2º。
三、强抑制无固相完井液技术
无固相完井液不含固相，靠增加无机盐、有机盐浓度来提高液体密度，因此不存在外来固相侵入储层的问题；液体中的盐改变了离子环境，减弱了粘土对水的吸附能力，即使这类液体进入储层，储层中的粘土颗粒也能保持稳定，不易水化膨胀和分散运移。
埕北26B－支P1井投产初期采用5mm油嘴生产，油压6MPa，生产稳定，日产油达100t，为周围油井的3.3倍，目前产量维持在95t左右，效果十分理想，达到了预期目标。
垦东34C－支P2井是一口气井，试抽期间日产气高达18万立方米左右，目前正准备投产作业。
垦东34C－支P1井试抽期间日产油达96t，为周围油井的3.3倍，目前正在进行投产作业。
营451－支P1井——胜利油田第一口陆上鱼骨状水平分支井，现日产油45t。
四、无固相抗高温钻井液技术
对于潜山油藏、碳酸盐岩储层，固相颗粒是其主要的损害因素，该类储层一般埋藏较深，地层温度较高（一般在150℃左右），有些甚至超过200℃；随着勘探和开发难度的加大，低压、高温地层越来越多，研究发现，在钻井过程中保护该类储藏最好的钻井液为无固相钻井液体系。
无固相抗高温钻井液先后在CB30区块、富台油田、渤南油田渤深6块以及王家岗油田等多口井进行了现场应用，取得了良好的效果。CB30A-1井完钻井深4303.88m。该井四开使用无固相抗高温钻井液，满足了复杂情况下钻井液应有的抗高温、润滑、稳定作用。现场应用表明：电测显示该区块地层温度梯度为3.8℃/100m，在井底温度170℃左右，抗高温无固相钻井液能表现出较好的抗高温稳定性，钻井液粘度保持在45s以上，塑性粘度在20mPa•s左右，屈服值为4Pa，钻井液失水控制8
mL以下，保证了钻井液具有良好的流变性，起下钻情况下，井眼畅通无阻，满足了复杂情况下对钻井液的要求。该井完钻后于2003年2月进行了试油，古生界3819.28～4303.88m井段，10mm油嘴，油压8.5MPa,折算日产液240t，日产油236.8t,日产气9800m3，含水1.3％；8mm油嘴，油压10.5MPa,折算日产液189t，日产油186.5t,日产气7400m3，含水1.3％。
五、超高温钻井液技术
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超高温钻井液技术是一种适于极高温度(260℃)条件下工作的水基钻井液，在有可溶性钠、钙盐和二氧化碳的影响下，具有好的抗污染性。该体系的抗热稳定性除了与钻井液处理剂本身的耐高温降解能力有关外，胶凝添加剂含量尽可能减少并使用适宜的聚合物材料，使整个体系的活性固相浓度低，从而减轻了高温下活性固相絮凝所引起的问题，并减轻了因盐水、二氧化碳、可溶性纳、钙盐污染引起的增稠作用。这是因为整个钻井液体系中只有极少的污染中心(活性固相)可供反应。同时，由于总固相含量很低，体系中较多的自由水可以屏蔽游离的污染离子，从而起到了减轻污染物对整个体系的污染影响。
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目前已在胜科1井等6口井上进行了应用。形成了抗高温多聚磺化复合盐水非渗透钻井液体系及现场处理工艺。从体系流变性控制、防塌抑制能力、劣质固相控制、高价离子控制、高密度条件下的防漏堵漏等方面取得了成功的经验。通过不断提高地层承压能力，使用钻井液密度最高达2.30g/cm3，顺利钻完三开井段，套管下至井底，为东部地区最高密度。井底最高温度240℃。通过在钻具套管防腐方面加大投入，采取措施，避免了以往出现的钻具套管严重腐蚀、钻具断裂引起复杂事故的现象。
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六、气体泡沫流体技术
气体泡沫钻井液是一种气体型钻井流体，在保护油气层、防止地层漏失和提高机械钻速等方面具有独特优势，是气体钻井解决地层出水问题，大幅度提高机械钻速的有效补充。气体泡沫钻井液技术通过使用强抑制性泡沫配方，有效地解决了一开大井眼段所钻遇地层的井壁稳定问题；通过优化施工参数解决了大井眼的岩屑携带问题；同时控制泡沫液性能，解决了地层出水及泡沫的可循环问题，最终达到提高钻速的目的，与常规钻井液相比机械钻速提高4倍多，缩短了钻井周期，节约了综合成本。
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分1井是中石化利用拥有自主知识产权的气体泡沫钻井液技术在川东北地区的首次成功实施，创出了川东北地区一开大井眼施工井段最长835.5m，大井眼气体泡沫钻井平均机械钻速4.48m/h，311m泥岩井段(429～840m)平均钻速达5.83m/h等三项新纪录。
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大湾101井在556m～1057m进行了气体泡沫钻井，做到了起下钻畅通，测斜顺利，机械钻速较同条件下常规钻井液明显提高。泡沫钻井自井深555.37m钻至井深1057.53m纯钻时189.5h，机械钻速为2.65m/h。,是钻穿地层最多且井深最深的井。东岳1井从392m到1208m井段泡沫钻进总进尺816m，纯钻时108h，平均机械钻速7.5m/h，平均机械钻速再创新高。
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