提高钻井液的封堵能力和润滑性能，降低压差卡钻的风险高压差、地层渗透性好和井眼轨迹差等原因，增加了压差卡钻的风险：三开井深5019.61m处由于出现高压盐水层，钻进时必须维持较高的钻井液密度；o三开中下部井段砂岩、中砾砂岩渗透性极好，钻至井深5600m进入巴什基奇克组底砾岩段，漏失量明显增加到1113m3/d；三开井眼轨迹控制不好，从井深5300m井斜开始逐渐增大，最大井斜出现在井深5675m处，为12.339b。针对井下复杂情况，一方面提高钻井液封堵能力和改善泥饼质量，加入0.5%超低渗透钻井液处理剂NPL-1和屏蔽暂堵剂PB-1、QS-2、乳化石蜡RHJ-1，经处理后漏失量由1113m3/d降到67m3/d；另一方面加大润滑剂用量，三开井段润滑剂累计加量达45t，泥饼摩阻系数一直保持较低水平，为0.04~0.05。
采取针对性措施，确保施工作业一次成功为确保测井、下套管施工作业一次成功，施工前充分循环处理钻井液；打入20m3稠浆清洗井筒、全面启动固控设备清洁钻井液；加入充足的液体润滑剂、固体润滑剂，并保证裸眼段有高的润滑剂含量；打入封闭浆增强井底段钻井液的抗温、润滑、悬浮能力，特别是三开，为保证顺利下入尾管，采用超高浓度润滑剂封闭浆封闭三开全裸眼井段（测得封闭浆摩阻系数为0.03，油相含量达9%）。由于措施得当到位，测井、下套管施工作业均一次成功。
对及时发现良好的油气显示和有效进行油气层保护都取得了较好的效果，在四开59716268m井段共发现了5套油气显示层。钻井液性能稳定，抗污染性强，成功穿越了6套高压盐水层和厚度大于1200m的具有明显石膏污染的地层。