【石油观察家】徐进:元坝气田超深酸性气藏石油工程技术实践与展望

文|徐进 中石化西南石油工程有限公司

1　气田概述

元坝气田位于四川省苍溪县和阆中市境内，构造位置位于四川盆地川中低缓构造带北缘，通南巴构造带和九龙山背斜构造带向川中低缓构造带过渡地区，是继普光气田之后“开江—旺苍”陆棚长兴期—飞仙关早期台地边缘相带（图1）的又一个天然气勘探重大突破[1]。2007年11 月，中国石化勘探分公司部署的油气探井——元坝1—侧1 井对上二叠统长兴组的白云岩储层段进行酸化测试，在油压18.9 MPa下获天然气产量50.3019×10⁴ m³/d，取得重大勘探突破，发现了元坝气田长兴组超深层高含硫生物礁气藏。

截至2013 年底，元坝气田长兴组气藏共探明天然气地质储量1 834.2×10⁸ m³，产层平均埋深6673m，是迄今为止我国埋藏最深的大型海相气田，也是中国石油化工集团公司发现的第二大酸性气田。由于长兴组具有超深、高含硫化氢、生物礁储层中低孔中低渗且有效厚度较薄的特点，直井开发的总体效益较差。2011 年4 月，该气田第1 口开发试验井——元坝103H 井，其长兴组水平段7047.0～7695.5 m 在油压41.5 MPa下测试获天然气产量93.897×10⁴ m³/d。该井高产证实了水平井是有效开发超深层长兴组气藏的利器，可以大幅提高产能、大幅提高单井控制储量。至2016年上半年，元坝气田34×10⁸m³净化气产能建设工程已经进入尾声，共建设生产井37口，其中利用探井18口，新建开发井19口。

通过技术攻关和元坝气田开发数年潜心实践，在石油工程领域形成了超深高酸性气藏水平井钻井提速提效关键技术、超深水平井测录井关键技术、超深高酸性气藏井下作业核心技术和超深高酸性气藏安全环保技术等18项技术成果，代表了我国超深高酸性气藏开发配套石油工程技术的最高水平。

2　面临的工程技术挑战

2.1　工程地质特征

元坝地区地表出露上侏罗统—白垩系。自上而下钻遇白垩系剑门关组，侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组、自流井组，三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组，二叠系长兴组、吴家坪组、茅口组等（图2），雷口坡组及以下为海相沉积，须家河组及以上为陆相沉积。勘探发现了长兴组、雷口坡组、须家河组和自流井组4套含气层系。其中，长兴组整体为一个平缓的单斜构造、断裂不发育，局部发育一些小型低幅背斜构造，断层数量少、延伸短、断距小、倾角陡。

长兴组气藏具有“一超、三高、五复杂”的工程地质特征：①超深，气藏埋深6200～7100 m，平均埋深6673 m；②高压，气藏压力为70 MPa，上覆飞仙关组的地层压力为147 MPa；③高温，气藏温度为160℃；④高含H₂S、天然气组分复杂，CH₄含量( 均为体积含量，下同) 为86.29%、H₂S含量为5.14%、CO₂ 含量为7.5%、总有机硫含量为582 mg/m³；⑤储层复杂，储层为台缘生物礁、台内生屑滩及礁滩复合体，单体规模小、储层较薄、非均质性强；⑥气水关系复杂，局部含水，不同礁、滩体具有不同的气水界面；⑦钻遇地层压力系统复杂，多压力系统、高低压互层（图2），长兴组为常压（压力梯度1.0～1.1MPa/100m），须家河组、飞仙关组为超高压，压力梯度可大于2 MPa/100 m；⑧地面地形地貌复杂，处于海拔340～850 m的群山之中。

元坝气田是目前世界上气藏埋藏最深、开发风险最大、建设难度最大的已开发酸性大气田，与“属于世界级钻井难题的普光气田”相比，气藏埋藏更深、地层压力更大、井温更高。

2.2　工程技术难题

该气田复杂的工程地质特征，导致钻完井、测录井和井下作业等方面均存在世界级的工程技术难题。

2.2.1　钻完井技术难题

该气田钻井中常见“硬、塌、卡、漏、喷、毒”等复杂情况，其技术难题主要体现在以下几个方面。

1）陆相地层致密，可钻性差，下沙溪庙组及以下陆相地层可钻性极值介于7～9，且自流井组、须家河组不同程度地发育有砾石层，牙轮钻头钻时高达150 min/m，钻井难度极大。

2）陆相地层中泥页岩、煤层的稳定性差，易剥蚀、坍塌，造成蹩钻、卡钻等井下复杂和事故。

3）海相地层膏盐岩层发育，一方面影响钻井液性能，另一方面易产生缩径和盐溶扩径，引起卡钻、卡套管甚至是挤毁管柱等严重后果，对安全钻井与生产构成威胁。

4）地表及深层裂缝发育，可能导致钻井液大量漏失，或喷漏同层，产层裂缝发育段还可能形成较厚泥饼造成钻具黏卡，给正常钻进造成困难。

5）飞仙关组及嘉陵江组存在高压水层，钻井液密度高，介于1.89～2.16 g/cm³，对钻井安全构成威胁。

6）长兴组气藏单井产量高，高含硫化氢、中含二氧化碳等有毒、有害气体给钻井施工安全和各类钻具、下井工具、仪器构成严重威胁，安全风险非常高。

7）地层温度高，井底高达160℃，对深井段钻井液的耐高温性能要求高。

8）超深、薄层、单礁体规模小、横向变化快，造成水平井轨迹控制困难，长穿优质储层难度大。

9）三开、四开固井难度大、质量差，中完周期长（平均30d），影响了钻井周期。

10）多压力系统、超深、薄层、长水平段、高温、高压、高含硫等因素造成水平井钻完井存在较大的井控风险。

2.2.2　测录井技术难题

1）高温高压高含硫对井下仪器、电缆的耐温耐压和抗硫性能要求较高。

2）井壁不稳定可能造成仪器遇阻遇卡或黏卡等复杂情况。

3）井况特别复杂的水平井，对测井工艺要求高，常规的钻具输送湿接头测井工艺不能满足要求。

4）气体钻井安全监测遇到了前所未有的挑战。

5）超深井岩屑细小甚至粉末化，给随钻岩性识别和储层评价带来新的挑战。

6）超深水平井地质导向面临着新的挑战。

2.2.3　井下作业技术难题

1）超深井、小井眼、环空间隙小，尤其探井转开发井的井筒状况特别复杂，井筒准备难度极大。

2）超深、高含硫化氢，井下管柱因硫化氢腐蚀、温度效应、膨胀效应等原因极易变形、泄漏、断裂，极大地增加了完井试气难度和风险。

3）超深、高温、非均质性强、气水关系复杂，常规酸压改造难以获得理想的改造效果，对酸压改造提出了更高要求。

4）高压、高含硫化氢，井下管柱、井口装置及地面测试流程易出现泄漏、甚至断裂事故，容易导致人员中毒，极大地增加了安全管控风险。

3　主要技术对策

3.1　总体思路

我国高含硫气藏的开发技术研究始于20世纪60年代，在高含硫气藏评价及开发方式优化、安全钻井及完井、采气工程、地面集输及腐蚀控制、天然气净化和高含硫天然气的安全环保等6个专业技术领域形成了特色技术，先后解决了中深层中小型、超深层大型高含硫气藏开发的主要技术难题，有力支撑了四川盆地寒武系、二叠系、三叠系众多气田的勘探开发。普光气田和安岳气田是其中的突出代表。

元坝气田长兴组气藏由于超深、高含硫的特点，单井投资巨大，经济评价要求的单井最低产能是直井40×10⁴ m³/d、大斜度井50×10⁴ m³/d、水平井60×10⁴ m³/d。单井高产对石油工程技术提出了巨大的挑战。目前，全球开发这类超深高酸性气藏的石油工程技术实践较少，可供借鉴的成熟技术也比较少，需要工程作业队伍在实践中不断进行技术创新。

围绕元坝气田超深高酸性气藏开发目标，石油工程技术的总体发展思路是：针对石油工程技术难题，在普光气田实践的基础上，优化井身结构，在钻井提速、测录井、井下作业、安全环保等方面努力科技创新，打造工程地质一体化技术服务模式，为科学高效地开发长兴组气藏提供工程技术支撑，实现单井控制储量最大化和产能最大化的地质目标。在具体实施中，石油工程按开发方案部署要求，对每一口井进行单项研究和方案研究，在此基础上完成每一口井的钻井工程设计、完井工程设计等各类工程设计，安全生产管理与钻完井设计施工一体化结合，实现安全优快钻井、降低单井成本，提升综合效益。

3.2　技术攻关方向

围绕开发目标，主要开展了钻完井、测录井、井下作业和安全环保等专业方向的石油工程技术攻关。

1）陆相深层高研磨性硬地层钻井提速技术研究。

2）高酸性超深水平井长水平段钻井技术与集成地质导向技术研究。主要针对长兴组单礁体规模小，需长穿多个礁滩体优质储层，解决单井高产难题。

3）高温高压超深水平井钻完井液技术研究。一般钻井液耐温性能不超过150℃，而元坝超深井井底温度高达160℃，对工作液体的耐高温性能要求更高。

4）高酸性超深气井复杂井况条件下的固井技术研究。主要针对长封固、小井眼、高压力、大斜度井段、抗硫合金套管固井等技术难题。

5）8000 m 超深水平井测井采集与解释技术研究。

6）超深高酸性气井增产及试气技术研究。

7）钻完井废液处理技术研究。

4　技术进展

4.1　超深高酸性气藏石油工程技术体系

通过元坝气田开发建设7年来的技术攻关与实践，形成了18项石油工程核心技术（表1），在缩短钻完井周期、提高综合效益等方面取得了显著效果，有力支撑了34×10⁸ m³净化气产能建设。

4.2　超深高酸性气藏水平井钻井提速提效关键技术

由于元坝气田长兴组埋藏超深与钻遇地层压力系统复杂等原因，探井与开发水平井均采用五开制井身结构：一开封隔浅层地下水，二开封隔陆相低压地层，三开封隔陆相高压地层，四开封隔海相高压地层，五开揭穿长兴组常压地层（图3），开发水平井一般采用筛管完井方式。各开次采用针对性关键技术解决相应的技术难题，实现了钻井提速提效。

4.2.1　陆相地层欠平衡打快集成钻井技术

一开一般为Ø660.4 mm大井眼，井深500～700m，主要钻井方案是泡沫钻井与干法固井。

二开一般为Ø444.5 mm 井眼，进尺约2500 m，钻至上沙溪庙组底部，主要采用空气钻井技术，实施空气钻喷淋法转浆技术后采用常规技术固井。喷淋转浆技术是将空气钻井井眼清洁、替入液体系、润湿反转技术、替入工艺、通井措施等各方面技术融合形成的一整套气转液综合技术，简化了光钻杆井底流程，解决了常规井底转浆过程的卡钻风险，有效解决了空气钻转浆前的润湿效果与安全性、经济性。

三开一般为Ø311.2 mm/ Ø314.3 mm 井眼，进尺1600～1800 m，钻遇下沙溪庙组、自流井组、须家河组等高研磨性硬地层，主要采用空气锤钻井技术、孕镶金刚石钻头+ 高速螺杆钻井技术。

以空气钻井、泡沫钻井、空气锤钻井及气液转换等为代表的欠平衡打快集成钻井技术，解决了陆相大尺寸井眼段和高研磨地层段钻速慢的难题。一开井眼工期最快缩短38 d；二开井眼空气钻井的钻速提高4～8倍，节约钻井周期90 d；三开井段平均机械钻速提高52.9%～73.5%，节约钻井周期46 d。

4.2.2 超深高酸性气藏水平井安全优快钻井技术

四开一般为Ø241.3 mm井眼，进尺1500～2000m，钻遇雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组等海相地层，使用PDC钻头＋螺杆钻具提速提效。将规范推荐的Ø172 mm 螺杆优化为直井段采用Ø197 mm、定向造斜段采用Ø185 mm 螺杆后，平均机械钻速提高20%～30%，螺杆使用寿命、钻井效率和井身质量得到明显提高。PDC＋螺杆技术是海相地层提速提效成本最低、效果最明显的技术。

长兴组水平井井深一般超过7500 m，水平井段长600～1200 m。集成优化井身剖面和钻具组合、摩阻扭矩监测与控制、井眼轨迹光滑控制、井眼高效清洁、高温高压工具应用、水平段延伸安全预测与评价等技术措施，实现了安全优快钻进和水平段长穿优质储层的目标，攻克了单礁体规模小、直井达产率低、超深水平井钻井周期长等难题，实现了高效开发。

4.2.3　高温高压气藏超深水平井钻完井液技术

研发形成KCl聚磺防塌、高酸溶性聚磺防卡钻井液体系及配套技术，解决了井壁稳定、酸性气体污染、超长裸眼摩阻大等问题。早期使用常规聚磺防塌体系的钻井液，平均划眼时间为265.4 h，使用KCl聚磺防塌体系后划眼时间降为71.4 h。

4.2.4　碳酸盐岩地层乳化酸浴解卡技术

酸浴是碳酸盐岩地层处理卡钻最为有效的手段之一。在元坝超深井大斜度井段和水平井施工中，缝洞性高渗储层段常发生失返性漏失，酸液不能替至目标井段，导致常规酸浴处理卡钻事故失败，严重时可能造成填井侧钻的巨大损失。X05-1 井长兴组水平段卡钻后，在两次泡解卡剂和两次酸浴失败的情况下，创新将乳化酸用于钻井酸浴，顺利将酸替至预计井段，成功解卡，避免了严重后果，为高渗透高酸溶性地层卡钻事故处理开辟了一条新路。

4.2.5　超深酸性气藏复杂井况条件下的固井技术

以干法固井、长封固大温差、小井眼小间隙、水泥石防腐、超高密度水泥浆、大斜度短尾管固井技术等为核心的配套技术，成功解决了“三高”酸性气井多压力体系、窄安全压力窗口、酸性气体腐蚀等固井技术难题。

元坝超深井中干法固井最长井段达3008 m，优质率达100%；小井眼小间隙固井合格率达100%；入井水泥浆最高平均密度为2.78 g/cm³；一次封固段最长达5309.44 m。

4.2.6　超深生物礁气藏水平井综合地质导向技术

由于长兴组生物礁储层的特殊性，LWD 随钻测井在元坝超深水平井地质导向的应用效果较差。集成“元素录井+薄片录井+岩屑核磁共振+录井气测校正+井震叠合”的超深水平井综合地质导向技术，实现了宏观与微观结合快速识别礁盖储层，井震叠合实时研判轨迹穿行礁盖、礁核、礁间动态。在多口水平井中实现“蛇行”长穿2～3个礁盖优质储层，最多穿越了4个礁滩体，平均优质储层钻遇率达77%。

4.3　超深水平井测录井关键技术

4.3.1　礁滩相储层录井解释评价技术

应用元素录井、岩屑核磁共振、离子液相色谱、气测录井等录井集成技术，解决了PDC钻头小岩屑的岩性识别困难、超平衡高酸性气井显示较弱、储层识别与气水识别困难等难题，提高了储层的录井识别与评价准确程度。

4.3.2　超深酸性气藏水平井测井采集技术

针对超深高酸性水平井高温、高压、高含硫，且容易发生阻卡和吸附卡的测井技术难题，创新形成了以泵出存储式测井为主，钻具输送湿接头式电缆测井为辅的超深水平井测井技术，完成了元坝气田20余口7000 m 以深超深水平井测井采集任务，创国内陆上水平井测井深度最深纪录7971 m。

7 500 m超深水平井完井测井时间平均为60h，一次测井成功率超过90%，测井曲线合格率达100%、优质率超过90%，井底测井资料漏测井段小于30 m。

4.3.3　超深酸性气藏测井解释评价技术

集成礁滩相储层识别及有效性评价、储层参数计算、电成像谱分析法计算缝洞储层次生孔隙度、流体性质判别、缝洞性储层分类评价、测录一体化水平井解释技术等形成超深酸性气藏测井解释评价技术，所有开发井的测井解释成果与测试结果一致，有力支撑了元坝气田产能建设。

4.4　超深高酸性气藏井下作业核心技术

4.4.1　酸性气藏井下作业工程设计技术

以“酸性气藏工程技术方案优化、井控装置优化、防硫管材优选、多级节流地面控制、多应力场管柱分析、安全管控、探井采用APR快速评价、开发井采用一体化投产”为井下作业工程技术核心，解决了酸性气藏气井试气安全风险高、成功率低的技术难题。

4.4.2　酸性气井安全高效APR测试评价技术

酸性气井安全高效APR测试评价技术以“地层压力预测、管柱优化设计、操作参数优化、堵漏压井防卡埋、助解封、试井设计与解释修正”为核心，解决了管柱失效与卡埋、工具操作失效、封隔器失封与难解封、测试评价不准确等难题，为酸性气田储层参数采集与储量评价提供了技术支撑。

该技术在川东北地区和塔河油田广泛应用，测试井段最深为8110 m，最高地层温度为175℃，最高地层压力为127.9 MPa，最高H₂S 含量为23.9%；封隔器座封最深为8 003 m；最高管柱压差为84.6MPa，最高工具承内压为212 MPa；超高压长时间段安全测试37 d；最大无阻流量为698×10⁴ m³/d；设计APR操作压力实际符合率95%，解封成功率95%；地层压力预测误差小于3%，解释评价成果符合率大于90%。

4.4.3　酸性气井安全高效完井试气投产技术

酸性气井安全高效完井试气投产技术以“井下管柱材质优选、井筒高效清障、投产管柱无损紧扣及防护、地面快速远程控制、有毒有害气体实时监测及防护、智能采集计量、产能快速精准评价”为核心，保障了元坝高酸性气井经济高效安全快速投产。

长兴组气藏超深井采用70 MPa、725材质的完井永久封隔器和105 MPa、718 材质的井下安全阀，环空保护液对管窜的腐蚀速率仅0.044 mm/a，生产管柱气密封检测最高可达140 MPa，试气最大无阻流量 966.89×10⁴ m³/d。

4.4.4　超深酸性气藏气井大型深度酸压技术

超深酸性气井大型深度酸压技术以“高温高缓蚀胶凝+ 高温分流转向”酸液体系和“多级交替注入+ 软硬材料复合暂堵”工艺为核心, 实现了长兴组礁滩储层的长距离、深穿透改造，为元坝气田天然气产能建设的实现提供了技术支撑。

研制的酸液体系耐温能力达到160℃，160℃下酸岩反应速度小于3.20×10^-6mol/(cm²·s)，暂堵剂承受压差大于27 MPa。

4.4.5　超深酸性气藏复杂井高效处理技术

超深酸性气藏复杂井高效处理技术以“防卡堵漏压井、复杂情况诊断、处理方案优化、特殊工具研制、处理参数优化、井筒清洁、套管保护”为核心，解决了酸性气井易漏、易卡、异形落鱼处理难等复杂难题，实现了探井转采气井、复杂事故井顺利投产，为元坝气田投产提供了保障。

打捞井深最深8356.00 m，不明落物打捞最深6725.20 m，打捞ARP管柱串最长5135.78m。

4.4.6　连续油管酸性气井复产增产技术

以“定点酸化溶蚀、喷射酸化、带压水合物解堵、钻磨扩孔、射孔”为核心的连续油管酸性气井复产增产技术，解决了酸性气井中井口、井筒、井底、近井带堵塞问题，并可消除复合堵塞物（水合物、结垢、出砂、落物）造成的复杂堵塞问题，实现酸性气井复产增产目的。

4.5　超深高酸性气藏安全环保技术

4.5.1　喷漏同存缝洞型酸性气藏气井井控技术

以现场“三高”气井井控装置标准化设计、“三高”气井井控设备配套、140 MPa 闸板防喷器气密封检测、高酸性气藏压回法压井、喷漏同存堵漏压井技术等技术系列应对高产、高压、高含硫、喷漏同存复杂条件下的井控难题，实现了井控零事故。

4.5.2　酸性气井安全管控技术

针对酸性气井储层埋藏深、温度高、产量高、压力高、腐蚀性流体含量高等难点，形成了以“物资设备本质安全控制、施工方案优化、组织方案细化、有毒有害气体实时监测及防护、关键环节全过程管控、应急体系保障”为核心的酸性气井安全管控技术，保障了酸性气井工程作业施工安全。

实践中要求重要物资、设备监控保养到位，实现本质安全；对地面流程、井口设备、井内管柱、远程快速控制等设备及工艺进行优化，保障钻完井、试气投产等工程作业安全；要求施工人员、施工设备、施工步骤、井控管理、应急措施等方案组织到位；通过便携式检测仪、固定式检测仪、空气呼吸器、自动点火、定期演练等手段实现有毒有害气体实时监测与防护；通过靠前指挥、靠前协调、靠前服务、全过程管控，实现关键环节全过程监控；建立元坝气田应急救援中心，从体系上保障单井应急救援。

4.5.3　高酸性气藏环境保护技术

以钻井液随钻治理技术、含硫气田水回注技术、含硫气井排液实时除硫技术为核心的环境保护技术，解决了传统处理方式需要建设大容量污水池、回收利用率低的问题。通过对钻井废弃物进行无害化处理，自动中和压裂返排液中的残酸和降低硫化氢浓度，处理后的液体pH 值控制在6.4～7.8，满足了国家排放标准，切实保护元坝气田周边环境的青山绿水。

5　应用效果

2009 年5 月，以勘探开发一体化工程为标志启动了元坝气田开发工程。在水平井开发试验取得成功的基础上，2011 年7 月正式启动了元坝气田产能建设，至2014 年12 月完成了一期17×10⁸ m³净化气产能建设并初步投产，2016年上半年二期开发方案的最后一口水平井完钻。

勘探初期，13 口直井平均完钻井深7047.13m，平均钻井周期482.97 d，平均机械钻速1.59 m/h，平均台月效率437.74 m。由于超深高酸性水平井钻井提速提效关键技术的创新与推广应用，开发钻井指标屡创新高，7700 m 超深水平井钻井周期大幅度缩短到300 d 以内（表2），创造了元坝气田“十个月完成一口超深水平井”的历史，也创造了国内陆上水平井钻井深度最深纪录（7971 m）。机械钻速不断提高、台月效率逐年提高、中完时间明显缩短，工程质量不断提升、验收优质工程率提高，由第一批的50% 不断提高到第二批的70%、甚至第三批80%。

2009 年元坝气田开发时，国内水平井测井工艺以钻具输送湿接头式电缆测井为主，独立完成7500m 超深水平井测井的难度较大。2010年研制成功的泵出存储式测井系统较好地解决了超深复杂水平井的测井技术难题，在元坝气田得到广泛应用，完成了18 口7450～7971 m 超深水平井测井，完井测井时间平均约60 h。该技术推广到国内其他油气田，在解决复杂水平井测井技术难题方面发挥了重要作用。应用礁滩相储层测录井解释评价技术完成了所有生产井的定量评价，解释成果与测试成果完成符合，在水平井目标优选及完井方案决策中发挥了关键作用。

超深高酸性气藏井下作业核心技术克服了元坝长兴组超深、高温、高压、高含硫的困难，完成了所有生产井的大型深度酸压改造、试气及投产作业，储层改造成功率100%，取得了水平井平均测试产能近80×10⁴ m³/d、无阻流量350×10⁴ m³/d 的显著成果，实现了开发方案中单井产能的预期目标。

自勘探发现以来，中石化西南油气田各参建单位探索形成了勘探开发一体化和工程地质一体化的高效管理模式，从开发试验开始仅用6 年时间就完成了元坝超深大型高酸性气田的开发建设工程，安全经济高效地建成34×10⁸ m³ 净化气产能，杜绝了井喷失控和硫化氢泄漏等重特大安全环保事故，共建成7000 m 以深的超深生产井37 口。2014年12 月一期工程投产以来，气田已经投产26 口井，截至2016 年上半年，累产商品气32×10⁸m³，硫磺25×10⁴t，创造了我国超深大型高酸性气藏开发工程的又一个佳迹。

6　技术发展方向

随着普光、元坝等气田超深层大型高酸性气藏的探明和成功开发，近期中石化又相继在川西海相雷口坡组和塔中北坡奥陶系取得重大油气勘探突破，展现了我国超深层海相层系巨大的勘探潜力。元坝气田开发建设形成的超深酸性气田石油工程系列技术可以推广应用到类似油气田，为安全高效开发服务。

但是这些新发现又有其新特点， 给石油工程带来了更大的挑战。如塔中北坡奥陶系的埋藏更深（6300～8200 m）；地层温度超高温，介于180～220 ℃；井底压力更高，当量密度大于2.24 g/cm³。

为了安全高效地开发我国的超深层酸性气藏，应该在石油工程领域继续开展技术攻关。首先是超深超高温高压酸性气井的套管和完井管柱的优化设计及管材抗硫设计；其次是超高压井控装置配套，应努力发展140 MPa、甚至170 MPa 压力级别的井口装置；研发抗220 ℃以上的超高温高密度钻井液、水泥浆和酸液体系；研制230～260℃超高温超高压测井仪器、测试工具及其他井下作业工具。瞄准10000 m 井深，开展超深层超高温超高压高含硫条件下的安全高效钻完井、测录井、试气投产和安全管控等配套技术研究，积极为超深层的酸性油气藏勘探开发储备技术。

7　结束语

1）针对元坝气田长兴组气藏“一超、三高、五复杂”的工程地质特征，工程地质一体化技术管理模式是实现气藏安全经济高效开发的有效手段。安全生产管理与钻完井设计施工一体化结合，可以实现同类油气藏安全优质高效钻井和综合提速提效。

2）元坝气田开发建设中形成的超深酸性气田石油工程技术体系不仅能在元坝、在四川盆地发挥作用，在我国今后类似气藏的勘探开发中也将持续产生影响。为了解放我国大量的高酸性油气藏，需要继续大力实施科技创新，推动超深酸性油气田的石油工程技术与其开发技术共同进步。（来源：《天然气工业》，2016年9月）