3.1.1 钻井深度
超深井钻探国外起步较早。1984年，前苏联在科拉半岛钻成世界第一口超深井CΓ-3井，井深12260m，1991年第二次侧钻至12869m，至今仍保持着世界最深井的记录。美国成功钻成多口9000m以深的井，罗杰斯1井，井深9583m；已登1井，井深9159m；瑟弗兰奇1-9＃井，井深9043m；Zmmalon 2井，井深9029m。德国KTB科学深钻，井深9101m。
3.1.2 井内温度
前苏联科拉半岛CΓ-3井，井底温度215℃；美国索尔顿湖高温地热科学钻探，井深3200m，温度353℃；德国KTB科学钻探，井温280℃；日本葛根田地热区WD-1A井，井深3729m处曾钻遇500℃超高温地层。
3.1.3 高温处理剂
国外深井、超深井钻井起步较早，20世纪60年代，研制成功了抗盐、抗钙和抗150～170℃的铁铬盐降黏剂；70年代，研制成功了磺化褐煤、磺化丹宁、磺化酚醛树脂及它们与磺化褐煤的缩合物，这类处理剂的抗温能力大部分在180～200℃之间；同时，也研制出了改善高温流变性的低分子量聚丙烯酸盐和降高温滤失量的中分子量聚丙烯酸盐。由于褐煤类产品高温热氧化降解，被盐和钙污染后使钻井液增稠，降滤失效果下降；聚丙烯酸盐类不含铬，热稳定性好，但抗二价阳离子能力差；磺化酚醛树脂需和磺化褐煤类配合使用才能达到明显效果，但抗温和抗盐效果有限。为此，国外工作者在80年代以后进行了广泛而深入的研究，研制了很多耐温超过200℃的高温泥浆处理剂。
Dickert以AMPS、AM和N-乙烯基-N-烷基酰胺（NVNAAM）等为原料研制开发了两种耐高温降滤失剂，在超过200℃条件下均具有良好的降滤失效果，它们形成的钻井液体系在pH值为8～11.5的范围内综合性能最佳。
美国的Patel以AMPS为聚合单体，以N，N′-亚甲基-双丙烯酰胺（MBA）为交联剂，通过可控交联合成了一种用于水基钻井液的高温降滤失剂，该剂在400℉（205℃）条件下抗温能力良好，而且抗钙镁性能出众，是一种优良的高温水基钻井液降滤失剂。
Thaemlitz等研究开发了两种新型钻井用聚合物，并以此为主剂获得了一种新型环境友好型抗高温水基聚合物钻井液体系，该体系主要用于高温高压钻井，耐温可达232℃。
美国的Soric和德国的Heier以乙烯基胺（VA）和乙烯基磺酸（VS）单体为原料，通过共聚获得了一种抗温能力超过230℃的新一代抗高温降滤失剂Hostadrill 4706。室内试验表明，这种相对分子质量在5×105～10×105之间的降滤失剂具有出众的抗盐性能（在饱和盐水中仍具有良好的性能），而且还可以显著改善钻井液的流变性能。
Polydrill是德国BASF公司（原SKW公司）推出的一种高温降滤失剂，美国的Baker Hughes公司也有与之相似的商品出售，这是一种相对分子质量在2×105左右的磺化聚合物，其耐温能力可以达到260℃；Polydrill不仅可以保持钻井液或完井液体系具有稳定的流变性能，而且它能够抵抗多种污染物对钻井液性能的影响；Polydrill的耐盐能力同样突出，它可抗KCl和NaCl至饱和，抗钙、镁含量可达4.5×104～10×104μg/g。
Mil-Tem是ARCO公司生产的一种抗高温降滤失剂，它由磺化苯乙烯（SS）和马来酸酐（MA）共聚而成，相对分子质量较小，在1000～5000之间，该产品抗温可达229℃。
Pyro-Trol和Kem Seal是Baker Hughes公司开发的两种高温钻井液用降滤失剂，二者均为该公司的专利产品。其中Pyro-Trol是AMPS和AM的共聚物，而Kem Seal为AMPS与N-烷基丙烯酰胺（NAAM）的共聚物，一般两者配合使用。现场使用效果表明，两者均具有出众的高温稳定性能，可用于260℃高温地层。
M-I钻井液公司研制出一种新型共聚物，是一种有效地高温高压降滤失剂。降滤失剂Hostadrill4706，是在乙烯磺酸盐和乙烯氨基化合物的基础上开发出的，抗温稳定性高达230℃。
3.1.4 钻井液体系
3.1.4.1 前苏联科学钻探用钻井液体系
前苏联主要采用两种钻井液体系，即抗高温低密度聚合物钻井液体系和抗高温高密度聚合物钻井液体系。
（1）抗高温低密度聚合物钻井液体系
科拉半岛CΓ-3超深井在结晶岩中钻进采用了抗高温低密度聚合物体系。体系组分为见表3.1。
表3.1 科拉半岛采用的低固相聚合物泥浆体系组分
（2）抗高温高密度聚合物钻井液体系
秋明SG-6井深7502m，7025m时井温205℃，地层异常压力1.85g/cm3，采用抗高温高密度聚合物钻井液体系，其组分见表3.2。
由于前苏联科学深钻起步较早，聚合物等很多优良处理剂尚未用于钻井行业，因此为了适应井深、井温高以及其他复杂地质条件，其泥浆体系的特点是：固相含量高，处理剂品种繁多、用量大。
表3.2 秋明超深井采用的高密度聚合物泥浆体系组分
3.1.4.2 德国KTB科学钻探用钻井液体系
KTB井分先导孔和主孔用钻井液。先导孔开始用Dehydrill HT无固相钻井液，D-HT是一种硅酸盐化合物，高温下流变性稳定，但失水量大，腐蚀性强。主孔以此为基础，加入人工锂蒙脱石黏土、Hostadrill 3118，称D-HT/HOE体系，井深7100m后泥浆性能恶化，高温条件下泥浆黏度降低，携屑困难，井眼扩大。经克劳斯特尔大学研究，转化为D-H/HOE/Pyrodrill体系，其组分为见表3.3。
表3.3 D-H/HOE/Pyrodrill钻井液体系组分
转换后泥浆低剪黏度提高，高温失水降低，携屑能力改善，但漏斗黏度和高剪黏度增加到无法接受（FV≥240s，直至不流）。
KTB井钻井液管理人员开始只注重流变性稳定，采用D-HT无固相改性硅酸盐钻井液。钻进施工中，性能恶化，井壁坍塌，携屑困难，因此不得不转化为控制高温失水的钻井液体系。采用了大量的磺化高聚物和共聚物，体系在高温下（280℃）导致流变性失调，承载岩屑能力更差，固相无法控制，井壁缩径严重（地质专家解释为岩层流动）。最后在9101m（设计井深10000m）提前终孔。
3.1.4.3 美国科学钻探钻井液
1974年美国在俄克拉何马钻成了当时世界最深井——罗杰斯1号井，孔深9583m。由于泥浆密度对井内压力异常失控，诱发井喷，地层流体以硫磺为主，在井内迅速凝固而终孔。1985年在索尔顿S2-14孔，以研究高温地热为中心的科学钻探（SSSDP计划）孔，孔深3220m，地温353℃；1988年巴耶斯井1762m，井底温度295℃。美国高温井钻进所采用的钻井液主要有：
1）聚磺钻井液体系，如由Magcobar公司提供的抗高温DURATHERM水基钻井液体系，主要材料为黏土、PAC、XP-20（改性褐煤）、Resiner（特殊树脂），pH为10.5～11.5。
2）海泡石聚合物钻井液：将黏土换成海泡石土，抗温能力明显提高。
3）分散性褐煤-聚合物钻井液体系：由Chevorn服务公司研制，采用该体系在密西西比海域，成功钻进7178.04m，井底温度212.8℃。
4）日本科学钻探钻井液
据日本《深钻泥浆》（佐野守宏）报道，日本基本上使用分散体系，不采用聚合物组分。推荐了木素磺酸盐泥浆，其特点是有一定的抗高温和抑制能力，固相（岩屑）承载能力大，其主要组分见表3.4。
表3.4 日本高温地热井钻探所使用的泥浆体系
该体系具有非常好地抗温性能，但组分中含铬离子的材料对环境有影响。
近几年，日本研究使用温度在210℃以上的水基钻井液，该钻井液以Therma Vis及G-500S两种超高温材料为主体，外加造壁剂、高温降滤失剂、井眼稳定剂和高温润滑剂。使用该体系在“三岛”基地完成6300m深井钻进，井底温度为225℃。