謝仁軍 吳 怡 袁俊亮 張興全 武治強(qiáng) 何 松 邱 浩

(中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028)

中國南海鶯瓊盆地屬于新生代大型走滑盆地，位于印澳-歐亞-太平洋三大板塊交界處[1-2]，發(fā)育區(qū)范圍近20 000 km2，油氣資源豐富。自1984年，CHEVRON、ARCO、BP等石油公司在20年的時間內(nèi)先后實施了15口高溫高壓井的勘探作業(yè)，受限于當(dāng)時的設(shè)備和技術(shù)條件，大多數(shù)探井未實現(xiàn)地質(zhì)目標(biāo)[3-5]。20世紀(jì)90年代開始，中國海油依托國家“863”計劃等重點科研項目，圍繞高溫高壓勘探開發(fā)(地層溫度>150 ℃，地層壓力系數(shù)超過1.8)，突破四大關(guān)鍵技術(shù)瓶頸，創(chuàng)新研發(fā)多源多機(jī)制壓力精確預(yù)測及控制、多級屏障井筒安全保障、多因素多節(jié)點測試、高溫高壓優(yōu)質(zhì)高效作業(yè)等技術(shù)并實現(xiàn)工業(yè)化應(yīng)用[6]。

隨著中淺層勘探程度不斷提高，以及國家“四深”戰(zhàn)略在深海、深地領(lǐng)域的推動部署，超高溫高壓領(lǐng)域已成為未來南海鶯瓊盆地勘探的重點。進(jìn)入超高溫高壓領(lǐng)域(地層溫度>177 ℃，地層壓力系數(shù)超過2.1)，海洋鉆完井技術(shù)面臨更加苛刻的地質(zhì)環(huán)境和世界級的工程難題[7]。本文以南海鶯瓊盆地L氣田為例，從地質(zhì)及工程挑戰(zhàn)入手，闡述了壓力窗口預(yù)測、薄弱層預(yù)判、關(guān)鍵套管下深、控壓鉆井適用性、主動提高承壓能力、防腐與高密度無固相完井液協(xié)同、完井工具等技術(shù)對策研究，以期為未來深層/超深層油氣勘探開發(fā)提供超高溫高壓鉆完井技術(shù)參考。

1 超高溫高壓氣層鉆完井技術(shù)挑戰(zhàn)

鶯瓊盆地L氣田所在海域平均水深90 m，儲層埋深3 900～4 300 m，地層自上而下分別為樂東組、鶯歌海組、黃流組、梅山組。其中黃流組一段為“高溫+高壓+窄壓力窗口”狀態(tài)，地層溫度達(dá)到180 ℃，壓力系數(shù)達(dá)到1.8；黃流組二段為“超高溫+超高壓+極窄壓力窗口”狀態(tài)，溫度最高達(dá)到214 ℃，壓力系數(shù)最高達(dá)到2.31，原始安全密度窗口0.1 g/cm3左右。部分儲層CO2含量最高達(dá)71%，部分層位含H2S等劇毒性氣體。鉆完井技術(shù)挑戰(zhàn)具體表現(xiàn)如下[8-11]：

1)壓力窗口極窄。該因素是制約超高溫高壓鉆完井的關(guān)鍵問題，主要發(fā)生在目的層段，該層段孔隙壓力陡然抬升，但破裂壓力基本持平，因此安全密度窗口在數(shù)十米的深度范圍內(nèi)從0.4 g/cm3突然收窄至0.1 g/cm3。探井作業(yè)過程中“上漏下涌”，開發(fā)井受井斜增大的影響，風(fēng)險變化規(guī)律更加復(fù)雜。

2)地質(zhì)卡層誤差大。受地震資料精度及傳統(tǒng)技術(shù)條件限制，部分探井由于薄弱層識別及卡層不準(zhǔn)，關(guān)鍵的φ244.5mm套管下入深度不合適，造成復(fù)雜事故而未完全實現(xiàn)地質(zhì)目的，能否精準(zhǔn)卡層直接關(guān)系到開發(fā)井鉆井的成敗。

3)鉆井液性能要求高。性能控制方面，井底鉆井液承受93 MPa壓力和200 ℃溫度，壓縮與熱脹效應(yīng)疊加，井底鉆井液與地面狀態(tài)差異較大。儲層保護(hù)方面，含固相鉆井液受高溫影響發(fā)生膨潤土膠凝，易形成厚濾餅；以甲酸銫為代表的無固相高密度鉆完井液價格昂貴且需提前鎖定資源。

4)固井質(zhì)量難以保障。固井工藝方面，與直井相比，開發(fā)井套管居中更難，水泥環(huán)厚度難以保證。水泥漿性能方面，由于高密度鉆井液與固井沖洗液、隔離液、水泥漿的流變性/密度更加相似，濾餅清除效果不佳，頂替效率面臨較大壓力。此外，窄窗口井段容易造成水泥漿漏失。

5)完井工具溫壓等級要求苛刻。目前國際上鉆井服務(wù)商能提供耐溫204 ℃、耐壓103 MPa的完井工具，包括井下安全閥、生產(chǎn)封隔器及懸掛封隔器等，但超高溫高壓目的層已接近完井工具性能極限，甚至突破極限。因此完井密封件、電子元器件的壽命和穩(wěn)定性問題仍然突出。

6)開發(fā)井鉆完井成本極高。由于儲層溫度壓力所限，防腐選材等級高；窄窗口井段需動員控壓鉆井設(shè)備；耐高溫定向和隨鉆工具較常規(guī)工具價格上浮40%以上；另外，長期生產(chǎn)封隔液體系需采用高密度無固相工作液，可能須采用甲酸銫體系。綜合各方面，超高溫高壓開發(fā)井鉆完井成本可達(dá)到常規(guī)高溫高壓開發(fā)井的1.5～2.0倍。

2 鉆完井技術(shù)可行性評估思路

基于超高溫高壓探井作業(yè)實況、業(yè)界技術(shù)水平、現(xiàn)有工具裝備能力等，從鉆井可行性和完井與采氣可行性兩方面開展了鉆完井可行性評估。

在鉆井可行性方面：

1)鉆井極限能力?；诔邷馗邏壕诜€(wěn)定分析模型，計算安全壓力窗口隨井斜角的變化規(guī)律，評估在控壓鉆井條件下，開發(fā)井的水平位移極限，為確定平臺控制半徑和井型提供依據(jù)。

2)井身結(jié)構(gòu)可行性。在水平位移極限內(nèi)，預(yù)測開發(fā)井安全壓力窗口，并基于高精度地震剖面拓頻處理等手段預(yù)判薄弱層。在此基礎(chǔ)上設(shè)計優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，細(xì)化φ244.5 mm套管下深對目的層壓力窗口的影響，確定最佳井身結(jié)構(gòu)。

3)控壓鉆井可行性。根據(jù)井身結(jié)構(gòu)與壓力窗口優(yōu)化結(jié)果，細(xì)化控壓鉆井方案，明確鉆井液密度范圍，評估井口回壓和控壓區(qū)間是否在設(shè)備能力范圍內(nèi)，并對擬采用的鉆完井機(jī)具進(jìn)行控壓鉆井改造的可行性論證，確定改造方案。

4)鉆井液性能評估。通過高溫高密度鉆井液性能評價實驗，評估目標(biāo)鉆井液能否滿足開發(fā)井需求。在原始壓力窗口鉆井可行的基礎(chǔ)上，通過室內(nèi)承壓能力實驗，評估提高地層承壓能力的幅度，為實際作業(yè)增加安全保障。

5)固井可行性。通過室內(nèi)實驗，評估固井水泥漿體系的抗高溫性、防氣竄性、抗腐蝕性、防漏堵漏能力；通過論證控壓固井可行性解決超高溫極窄壓力窗口尾管固井工藝問題；針對氣水層封隔難題，評估管外封隔器(ECP)固井適用性，并考慮個性化定制耐高溫管外封隔器。

在完井與采氣可行性方面：

1)完井工具能力。調(diào)研全球現(xiàn)有完井工具的耐溫耐壓等級，評估工具稀缺程度和可獲得性，確定開發(fā)方案后提前鎖定關(guān)鍵資源。

2)防腐管材與高溫高密度無固相完井液協(xié)同考慮?；诘貙訙貕簵l件和射孔工藝，將完井液與防腐管材進(jìn)行一體化考慮，通過室內(nèi)防腐實驗與完井液評估試驗，在保障安全的前提下，優(yōu)選最具經(jīng)濟(jì)性的完井液與防腐管材策略。

3 關(guān)鍵技術(shù)分析

3.1 開發(fā)井安全壓力窗口預(yù)測

L氣田地層孔隙壓力的縱橫向分布規(guī)律極為復(fù)雜，在同一套地層中，水平方向距離100余米的2口探井孔隙壓力表現(xiàn)存在較大差異；在垂直方向上，儲層附近數(shù)十米范圍內(nèi)的壓力系數(shù)由1.85左右迅速上升至2.30。因此，開發(fā)井安全壓力窗口的準(zhǔn)確預(yù)測至關(guān)重要[12]，在密度窗口寬度僅0.1 g/cm3的目的層鉆井，預(yù)測誤差不允許超過0.02 g/cm3，精度需達(dá)99%。

孔隙壓力縱向分布規(guī)律研究過程中，利用多源多機(jī)制異常壓力預(yù)測方法(式(1))，考慮了深部地層生烴作用、板塊構(gòu)造運動擠壓、流體充注等他源因素的影響，建立孔隙壓力剖面，如圖1所示。

圖1 超高溫高壓開發(fā)井安全壓力窗口

pp=pI+σf-σa

(1)

式(1)中：pp為孔隙壓力，MPa；pl為自源成因壓力，MPa；σf為卸載起點有效應(yīng)力，MPa；σa為卸載終點有效應(yīng)力，MPa。

由圖1可以看出，超高溫高壓地層孔隙壓力呈階梯狀上升，尤其在目的層附近數(shù)十米范圍內(nèi)壓力增加幅度達(dá)到0.45 g/cm3，最終達(dá)到2.28～2.30 g/cm3。破裂壓力方面，隨垂深增加破裂壓力提升緩慢，目的層附近不再顯著增加，最終趨近于2.38～2.40 g/cm3。

橫向分布規(guī)律研究基于Petreol軟件圈定目標(biāo)氣組，輸入古河道及斷層等邊界條件，采用Sequential Gaussian方法對孔隙壓力進(jìn)行插值分析，結(jié)果如圖2所示，紅色區(qū)域表示壓力系數(shù)更高，黃色區(qū)域表示壓力系數(shù)更低。模擬結(jié)果與實鉆規(guī)律相同，L氣田孔隙壓力的橫向非均質(zhì)顯著，西北水道的壓力系數(shù)略低于東北水道，整個構(gòu)造范圍內(nèi)壓力不低于2.25 g/cm3。為降低井控風(fēng)險，無論靶點位置如何，在開發(fā)井設(shè)計中都以本井區(qū)內(nèi)出現(xiàn)的最高壓力系數(shù)作為設(shè)計基礎(chǔ)。

圖2 超高溫高壓氣田地層壓力橫向分布規(guī)律

3.2 薄弱層預(yù)判與隨鉆前視

薄弱層預(yù)判方面：對漏失層巖性特征進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)漏失點集中分布在性質(zhì)不純的砂巖層，隨著雜質(zhì)含量增加漏失程度也逐漸加劇。地球物理響應(yīng)上，地層波阻抗居于9 050～12 300 g/(cm2·s)，存在漏失風(fēng)險，過高和過低都不易漏失。捕捉到易漏層地質(zhì)特點后，對原始地震資料進(jìn)行拓頻處理，提高地震資料的分辨率，再進(jìn)行波阻抗反演后，導(dǎo)入開發(fā)井軌跡進(jìn)行過路薄弱層鉆前預(yù)測，調(diào)整軌跡規(guī)避高漏失風(fēng)險層。

隨鉆前視方面：以GLASS為代表的前視工具基于隨鉆方位電阻率測井儀，將電磁信號從發(fā)送器發(fā)送到地層，再由接收器接收，探測未鉆地層電阻率判斷異常壓力、斷層、油水界面。其探測方向與井眼鉆進(jìn)方向一致，是鉆井風(fēng)險提示的關(guān)鍵工具[13]。該工具應(yīng)用于L氣田兩口超高溫高壓探井作業(yè)中，成功探測到鉆頭前方2 m和15 m處的電阻率異常體，識別出巖性和流體的異常。

3.3 關(guān)鍵套管下深及井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

探井實踐表明，超高溫高壓井關(guān)鍵技術(shù)套管(通常為φ244.5 mm套管)的下深至關(guān)重要，若下深過淺，則套管鞋處地層承壓能力不足，φ212.7 mm井段上部難以承受高液柱壓力；若下深過深，則可能提前進(jìn)入高壓目的層，使上層φ311.2 mm井段套管鞋處承壓能力不足，發(fā)生“下涌上漏”問題。因此φ244.5 mm套管能否為超高壓層鉆進(jìn)提供足夠的壓力窗口是作業(yè)成功的關(guān)鍵[14-16]?；谇笆鰤毫Υ翱陬A(yù)測結(jié)果，進(jìn)行φ311.2 mm井段和φ212.7 mm井段窗口寬度隨φ244.5 mm套管的下入深度的敏感性分析，結(jié)果如圖3所示。

由圖3可以看出，隨著φ244.5 mm套管下入深度從3 000 m增加至4 000 m，φ311.2 mm井段的窗口寬度分2個階段由1.0 g/cm3遞減至0.4 g/cm3，再由0.4 g/cm3迅速降至0 g/cm3。φ212.7 mm井段的窗口寬度由0 g/cm3遞增至0.08 g/cm3，后不再顯著增加。因此推薦該開發(fā)井的φ244.5 mm套管下深在3 880 m附近，目的是在保證φ311.2 mm井段作業(yè)安全的前提下，盡量增加φ212.7 mm井段窗口寬度。綜合以上分析，推薦超高溫高壓開發(fā)井的井身結(jié)構(gòu)如圖4所示。

圖3 φ244.5 mm套管下深對窗口影響敏感性分析

圖4 超高溫高壓開發(fā)井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

3.4 控壓鉆井技術(shù)適用性改造

受限于超高溫高壓的狹窄安全窗口，以地層壓力系數(shù)2.30，原始破裂壓力系數(shù)2.37的開發(fā)井為例，在常規(guī)鉆井方式中，若采用2.30 g/cm3的鉆井液密度，受熱脹效應(yīng)的影響，停泵工況下井底鉆井液當(dāng)量密度將低于2.30 g/cm3，不足以平衡孔隙壓力；循環(huán)工況下井底鉆井液當(dāng)量密度則可能超過2.38 g/cm3，引起井漏。不同工況下的井底壓力波動幅度過大，這也是探井實施過程中氣侵與漏失復(fù)雜情況交替發(fā)生的內(nèi)在原因。

為降低壓力波動幅度，推薦使用控壓鉆井技術(shù)進(jìn)行超高溫高壓開發(fā)井窄窗口地層作業(yè)，通過地面節(jié)流管匯或回壓泵施加井口回壓，能在鉆進(jìn)—循環(huán)—停泵全過程控制井筒壓力[17]：①有效控制井底壓力在窄范圍內(nèi)波動，控壓區(qū)間為0.24 MPa；②在不調(diào)整鉆井液密度的情況下，快速應(yīng)對井下情況變化，及時調(diào)整過/近/欠平衡狀態(tài)；③采用低密度鉆井液提高儲層保護(hù)效果；④降低壓差卡鉆風(fēng)險；⑤鉆遇高研磨性難鉆地層可提高機(jī)械鉆速。

應(yīng)用控壓鉆井需對鉆井機(jī)具進(jìn)行改造，控壓鉆井設(shè)備流程如圖5所示，以某自升式鉆井平臺為目標(biāo)，從6個方面評估設(shè)備改造的可行性：①控壓系統(tǒng)節(jié)流管匯出口至井口鉆井液返回管線；②控壓節(jié)流管匯出口經(jīng)鉆機(jī)節(jié)流管匯至液氣分離器；③鉆井泵經(jīng)1#立管管匯至RCD(旋轉(zhuǎn)控制頭)以及控壓節(jié)流管匯補(bǔ)回壓，正常循環(huán)立管處增加立壓表；④計量泵至RCD補(bǔ)漿口；⑤RCD泄放至井口鉆井液返回管線；⑥根據(jù)RCD尺寸改造伸縮筒?？傮w而言，對于自升式鉆井平臺進(jìn)行控壓鉆井適用性改造可行。

圖5 控壓鉆井設(shè)備流程圖

3.5 主動提高地層承壓能力

由于原始安全窗口狹窄，需主動提高地層承壓能力。該技術(shù)首先要對天然裂縫寬度進(jìn)行定量預(yù)測，根據(jù)裂縫寬度優(yōu)選匹配的堵漏材料[18-19]。綜合利用力學(xué)性質(zhì)正算法和漏失參數(shù)反算法計算天然裂縫寬度，結(jié)合井壁成像圖件，得到L氣田裂縫寬度剖面如圖6所示，可見L氣田地層天然裂縫主要分布在450～830 μm之間。

圖6 L氣田地層裂縫寬度分布

得到裂縫寬度后，通過室內(nèi)鉆井液性能評價實驗分別評價Envirotherm水基鉆井液、HPO-Drill油基鉆井液的常規(guī)性能以及260 ℃環(huán)境下加入堵漏配方6%SD-SCC(單向封堵劑，20～160目)+2%SD-RGC(特制碳酸鈣，40～160目)+0.1%SDHTF-1(果殼)后的提高承壓能力。結(jié)果表明：HPO-Drill油基鉆井液常規(guī)性能優(yōu)于Envirotherm水基鉆井液，加入堵漏配方后，HPO-Drill油基鉆井液對500 μm裂縫的靜態(tài)承壓能力提高幅度5.5 MPa以上，滲透率20 mD的砂床高溫高壓濾失量由15 mL降低至4 mL(圖7)，靜態(tài)提高承壓能力較佳。

圖7 砂床封堵實驗與裂縫堵漏效果

3.6 管材防腐與高密度無固相完井液協(xié)同

根據(jù)L氣田開發(fā)層位的CO2和H2S含量與分壓值，基于防腐圖版及室內(nèi)評價試驗，在使用復(fù)合鹽完井液的條件下，推薦使用的油套管材質(zhì)為25Cr或028鎳基合金；若使用單價更昂貴的甲酸銫完井液體系，則可選擇S13Cr與鎳基合金的組合防腐策略即可滿足防腐要求。

綜合考慮2種方案優(yōu)缺點及經(jīng)濟(jì)性，“鎳基合金+復(fù)合鹽完井液” 策略優(yōu)于S13Cr與鎳基合金組合防腐+甲酸銫完井液”，但復(fù)合鹽高密度完井液體系長期穩(wěn)定性存在不確定性，暫可考慮甲酸銫與組合防腐策略。

3.7 超高溫高壓完井工具

為穩(wěn)步開發(fā)超高溫高壓氣田，現(xiàn)階段設(shè)計開發(fā)井的儲層溫度不超過204 ℃、壓力不超過93 MPa。因此，井下安全閥、生產(chǎn)封隔器及懸掛封隔器等完井工具須按耐溫204 ℃、耐壓93 MPa條件考慮。調(diào)研BHGE、Schlumberger和Halliburton等3家專業(yè)服務(wù)公司的超高溫高壓完井工具，得到滿足L氣田耐溫耐壓等級要求的工具見表1。

表1 超高溫高壓完井服務(wù)工具表

目前全球業(yè)界整體水平下，最高耐溫等級的完井工具可滿足L氣田完井工程要求，但在工具壽命和穩(wěn)定性方面尚未經(jīng)過實踐檢驗，未來仍需針對耐溫、耐壓和穩(wěn)定性方面進(jìn)行研發(fā)和提升。

4 工程應(yīng)用實例

鑒于開發(fā)難度大，鉆完井技術(shù)風(fēng)險高，對于L氣田開發(fā)采取“整體部署、分步實施、試驗先行”的策略。將前述技術(shù)可行性評估思路和主要應(yīng)對措施應(yīng)用于L氣田開發(fā)方案編制中，結(jié)果如下：

1)鉆井極限水平位移：控制開發(fā)井的水平位移不超過3.0 km，目的層內(nèi)最大井斜不超過44°，在先期試驗井安全作業(yè)的基礎(chǔ)上，后期逐步拓展覆蓋范圍，建設(shè)潛力產(chǎn)能。

2)井身結(jié)構(gòu)方面：開發(fā)井推薦四開井身結(jié)構(gòu)，φ508 mm套管下深在垂深1 300 m附近，φ339.8 mm套管下深在垂深3 000 m附近，φ244.5 mm套管下深在垂深3 880 m附近，φ177.8 mm尾管(回接)封固目的層井段。

3)鉆井與固井方式：推薦采用井底恒壓式精細(xì)控壓鉆井與固井方式，并對擬選用的自升式鉆井平臺進(jìn)行控壓鉆井與固井適用性改造。

4)鉆完井液與防腐管材：鉆井液推薦油基鉆井液體系，防腐管材與完井液推薦“組合防腐+甲酸銫完井液”策略降低綜合成本。

5)完井方式方面：推薦套管射孔完井方式和負(fù)壓射孔生產(chǎn)聯(lián)作，為后期控水采氣工藝提供便利條件，最大化儲層保護(hù)效果，釋放單井產(chǎn)能。

6)采氣工藝方面：根據(jù)API 6A標(biāo)準(zhǔn)，推薦滿足井口溫壓條件的采氣樹，溫度等級X級、壓力等級103 MPa、材料防腐等級HH級。

7)數(shù)字化/智能化：總體工程方案推薦海上無人智能平臺，并設(shè)計采氣樹遠(yuǎn)程控制方案，為后續(xù)接替開發(fā)提供橋接作用。

5 未來展望與建議

由于海上超高溫高壓油氣勘探開發(fā)程度低，為保障國家能源安全，搶占技術(shù)高地，在超高溫高壓鉆完井領(lǐng)域，建議在以下方面加強(qiáng)技術(shù)攻關(guān)：

1)工程地質(zhì)一體化方面，在井震數(shù)據(jù)融合實現(xiàn)工程地質(zhì)一體化目標(biāo)方面加強(qiáng)技術(shù)攻關(guān)，在鉆前和隨鉆階段均需對地層壓力剖面進(jìn)行精準(zhǔn)預(yù)監(jiān)測，對可能鉆遇的薄弱層、斷層、超壓層的深度信息進(jìn)行精細(xì)識別。

2)定向、隨鉆及完井工具涉及的傳感器、電子元器件、井下電源等都已接近耐溫極限，而航空航天工業(yè)在耐溫耐壓能力方面有較深的研發(fā)基礎(chǔ)，可參考借助航空航天產(chǎn)業(yè)的研發(fā)力量與經(jīng)驗，提高井下工具的耐溫耐壓性能。

3)低成本高密度完井液技術(shù)，目前的甲酸銫完井液費用占總成本的比例過高，低成本高密度無固相完井液體系研發(fā)迫在眉睫，未來需在油田化學(xué)的基礎(chǔ)性研究和實驗方面加大投入。

4)控壓鉆井快速響應(yīng)方面，目前的控壓鉆井在控制壓力波動幅度方面已取得一定成果，但地層壓力復(fù)雜多變，及時迅速的測量-反饋-調(diào)控井底壓力是未來重點突破方向。

5)超高溫極窄壓力窗口固井方面，需針對高井斜、窄間隙尾管控壓固井工藝開展技術(shù)研究與實踐，同時針對高含腐蝕性流體環(huán)境進(jìn)一步加強(qiáng)耐超高溫防腐自修復(fù)水泥漿體系研發(fā)，重視因固井質(zhì)量不佳造成的井筒完整性問題。

6 結(jié)論

1)針對超高溫高壓地層特點及工程挑戰(zhàn)，提出了開發(fā)井安全壓力窗口預(yù)測、薄弱層預(yù)判與隨鉆前視技術(shù)、關(guān)鍵套管下深及井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、控壓鉆井技術(shù)適用性、主動提高地層承壓能力、管材防腐與高密度無固相完井液協(xié)同、超高溫高壓完井工具等7項針對性技術(shù)對策，形成了海上首個超高溫高壓氣田L(fēng)開發(fā)鉆完井技術(shù)方案。

2)隨著勘探領(lǐng)域向深水、深層邁進(jìn)，未來超高溫高壓環(huán)境可能成為深層油氣勘探開發(fā)面臨的常態(tài)，溫度200 ℃以上，壓力系數(shù)2.30以上，安全窗口狹窄等地質(zhì)條件無法規(guī)避，應(yīng)進(jìn)一步重點聚焦井震融合工程地質(zhì)一體化、新制劑/新材料、完井密封件、電子元器件等技術(shù)瓶頸，借助學(xué)科交叉融合，注重原始創(chuàng)新，加強(qiáng)基礎(chǔ)性研究，形成整體技術(shù)突破，實現(xiàn)超高溫高壓油氣自主安全高效開發(fā)。