超深井安全提速提产地质工程一体化关键技术

胥志雄 张 辉 尹国庆 徐 珂 王海应 王志民 刘新宇 董 仁 周建平

1.中国石油塔里木油田公司 2.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院 3.中国石油塔里木油田公司工程技术处

0 引言

库车坳陷位于塔里木盆地北缘，勘探面积超2.6×104km2，目前天然气探明储量已超1×1012m3，建成天然气产能规模约150×108m3/a，已成为国内大型陆相超深碎屑岩天然气生产基地[1-2]。目前该区钻井最深已超过8 200 m，钻完井工程不仅面临强研磨裂缝性砂岩储层，还需要应对兼具高陡强挤压构造、特殊岩体、复杂地质力学属性等因素叠加带来的复杂工况，导致钻井周期长，单井自然产能较低[3-5]，因此每口气井的安全提速和有效提产是超深复杂天然气效益勘探开发的关键。

目前对超深层岩石性质和力学行为认识有限，且其岩石力学本构关系可能与浅层有较大差异。总体而言，超深层地质力学研究较石油工程实践活动略有滞后，在地壳深部由于高温、高压和高应力作用，常常积累了高强度能量，导致超深层资源开采中重大灾害性安全事故风险较高[6-8]。超深层由于压实作用强烈，基质孔隙度和渗流能力极低，天然裂缝是改善储层品质的关键，但其也加剧了超深油气藏的复杂性，加之受强地应力各向异性的影响，储层改造机理复杂，单井提产挑战较大[9-11]。

由于常规油气勘探开发中地质研究与工程实施之间在技术上被“条块化”分割，管理上属于“接力式”并行[12]，因此对一些特殊地质条件引起的井涌、井塌、井漏、高抗钻及难压裂等问题研究不够深入，内在地质主控因素和地质力学机理不清[5,13-14]，导致工程方案设计和施工优化缺乏科学依据。在深层复杂地质条件下油气井钻井中，地质力学属性是影响钻井井轨道优化[15-16]、可钻性评估[17]、井壁稳定性[18-19]、完井防砂控砂[20]和储层改造[9,21]等方面的关键参数。因此地质力学在地质工程一体化中起桥梁作用，以确保地质认识和工程技术无缝衔接，切实解决工程难题。以库车坳陷克拉苏构造带典型气藏为例，剖析了以地质力学为桥梁的超深井地质工程一体化技术流程，阐述了其在库车坳陷超深井安全钻井和单井提产中的实践效果，为中国西部复杂超深探区快速建井和效益开发提供了可借鉴的一体化关键技术。

1 地质背景与提速提产难点

克拉苏构造带所处的库车坳陷北与南天山断裂褶皱带以逆冲断层相接，南为塔北隆起（图1），库车坳陷地表地下地质结构均非常复杂[22-23]，在强挤压应力作用下沿深部滑脱层形成一系列褶皱、褶皱相关断层及突发构造。由此带来诸多钻完井工程问题：①山峦起伏地表给井点选址和地面工程带来困难；②浅层的“屋脊状”导致地层高陡（地层倾角局部高达70°）且断裂发育，极易引起井壁失稳造成钻井复杂事故，另外浅部沉积的巨厚砾石层（最厚4 500 m），可钻性差，是制约钻井效率的最大难题之一；③塑性地层的泥岩、膏盐、盐岩互层交互，厚度变化大（数百米至4 000 m），钻井过程中物理作用和化学作用造成井筒环境复杂，垮塌、漏失、溢流问题并存，钻井难度大、安全风险高；④盐下地层高度叠置，断裂发育，井壁失稳风险高，另一方面盐下储层埋深大（最深超8 200 m）带来的“高温度、高压力、高应力”极端条件更加剧了井控安全风险和储层改造的难度。

图1 研究工区位置、构造、岩性分布图

以克拉苏构造带西部的博孜3号构造为例（图1），南部受克深断裂控制，北部受三级断裂阿瓦4号构造南断裂、博孜15号构造南断裂和博孜17号构造南断裂控制。地层为正常层序，盐上地层为西域组至古近系苏维依组，发育巨厚砾石层，实钻最大厚度达4 800 m，砾石层地层强度低、局部出现反转型应力场，井壁崩落掉块严重，可钻性较差，为7～10级，属于高抗钻地层[24]，且由于成岩性不同[25]，浅层未成岩砾石地层钻进中漏失严重，堵漏难度大。盐上地层中，新近系吉迪克组至古近系苏维依组高含泥质，其中黏土矿物含量中蒙脱石占7.0%～10.3%，实验分析认为水化作用强，实钻显示垮塌掉块、卡钻和钻头泥包现象严重。古近系库姆格列木群为复合盐层，岩性以盐岩、石膏、白云岩和泥岩夹层为主，埋深最深达6 300 m，实际钻井分析，地层蠕变性强[26-27]，且盐间夹杂的白云岩、粉砂岩地层存在孔隙流体，易漏失，局部存在高压盐水，井控风险高。盐下地层为裂缝性砂岩地层，局部夹杂粉砂质泥岩和砾岩，实钻显示地层研磨性强，钻进中漏失与遇阻同存，漏转喷风险极高；且储层致密，有效储层平均孔隙度为6.92%，平均渗透率为0.267 mD，应力场与天然裂缝分布非均质性强，压裂方案参数优化及压裂施工难度大，改造增产效果有待进一步提高。

2 地质工程一体化技术路线

经过大量的深层岩石力学实验、地质力学建模研究和钻完井工程实践，提出地质—地质力学—工程一体化的研究与实践技术路线，分为四步，如图2所示。

图2 超深井地质工程一体化技术路线图

第1步：建立钻完井工程需求与复杂地质因素之间的关联性。分析超深井安全提速提产各工程环节的需求——①井控安全、②井壁稳定、③井眼轨道优选、④提速、⑤压裂改造、⑥出砂防治；以及以上工程需求对应的复杂地质因素——①复杂构造、②高抗钻地层、③高蠕变地层、④多弱面地层、⑤断裂、⑥裂缝、⑦高压、⑧复杂岩石力学、⑨高地应力；即明确可能带来工程复杂和困难的地质条件，以便开展针对性的地质建模和地质力学研究。

第2步：以岩石力学实验、地质构造格架和井震联合的地球物理信息为基础，建立不同尺度和不同维度的地质与地质力学模型，结合钻完井工程信息，评价各层系三维空间的钻井品质和油气藏完井品质。根据钻完井品质，在钻前井位研究阶段即考虑钻井复杂少和完井有利于改造两个方面，优化井位和井眼轨道。

第3步：根据钻前井位与井轨道研究中的地质与地质力学信息，优化钻井工程设计。同时在随钻中根据实时钻井与录井信息重构地质力学模型，为钻进提供实时风险预警，以应对钻井过程中由于构造、地层或地质力学参数变化引起的工程响应。

第4步：完钻后，首先根据井筒地质、测井和工程信息建立一维地质力学剖面，根据砂岩基质、裂缝和地应力特征评价近井筒地层可压裂性。然后利用远探测声波资料、井震联合反演资料和三维地质模型，构造井周300 m尺度范围三维地质力学和可压裂性模型[9]。最后利用上述综合地质与地质力学信息优化压裂改造工程方案，实现超深油气井安全提速提产。

3 超深层地质工程一体化关键技术

3.1 复杂构造三维地应力场建模技术

针对克拉苏构造带盐下叠瓦状储层交错叠置发育的特征，本研究中采用逆向有限元法建立三维地应力场模型。首先通过建立全层系地质几何模型，在对点云数据抽稀、局部加密以及切割等预处理的基础上，以建立满足地应力模拟的连续、规则层面为目标，采用逆向有限元工程建模的思路，克服了连片地应力建模中逆断层与重复地层建模的技术难题，准确地搭建了断层与地层的复杂交切关系。其次，采用X—Y双向差异迭代的方法，对部分起伏大、跨度大的长条连体背斜迭代扫描，进一步提高逆向有限元建模精度；通过有限元模型与地质点云计算分析，调整局部单元的建模误差。再次，通过在有限元模型中虚置几何层面，灵活实现地应力模型网格细化与粗化，建立叠置推覆体地应力网格连片模型。最后，结合井点地应力大小、方向，确定模型的边界载荷约束条件，实现大变形地质体全层系地应力场建模。

3.2 异常高压预测技术

采用压实趋势法预测砂泥岩地层的孔隙压力[28]。建立正常的趋势线方程是进行地层压力预测的基础，忽略非压实等影响因素，认为偏离的部分是孔隙流体压力异常造成，发生正向偏移，则为异常高压响应，根据其偏离程度，准确预测孔隙压力。

实际应用中，建立井震联合反演的孔隙压力预测方法，该方法通过井震联合反演，得到预测井的波阻抗值，进而根据区域岩石物理关系，剥离出声波曲线，采用压实趋势线法进行地层压力预测，预测时，采用邻井邻区实测井的压力数据或钻井实际使用钻井液密度进行校正，以提高预测精度。

3.3 井壁稳定分析技术

前人研究认为[20]，当井眼与层理、断裂等弱面的夹角为60°时，地层强度下降值最大，井壁失稳概率增大。对于裂缝性地层而言，当钻井液密度大于裂缝开启压力后，裂缝发生漏失，钻井液对裂缝面支撑作用降低，裂缝面产生剪切破坏，引起掉块卡钻。现场实钻分析，裂缝面掉块整体呈团块状，与井壁剥落呈条状的掉块显著不同，可从掉块形状判断是否裂缝等弱面发生掉块。因此，对于裂缝性地层来说，防止发生漏失是减少井壁失稳，降低钻井复杂的关键。

在孔隙压力、现今应力场、应力方位、岩石力学参数评价基础上，引入天然裂缝的产状信息，分析裂缝面受力状态，一方面分析裂缝影响下的井壁坍塌压力，得到钻井液密度的下限值，另一方面，分析裂缝的临界开启压力，即裂缝漏失临界压力，得到钻井液密度的上限，从而确定裂缝性地层钻井液安全密度窗口。为了尽可能防止裂缝弱面引起的井壁失稳，设计合理的钻井液密度是基础，同时需要提高钻井液的抑制性和封堵性。

3.4 可钻性评估技术

岩石可钻性是评价地层难钻程度的客观指标，是地质分层和钻头选型的重要依据。通常，在可钻性实验测定基础上，测量岩石强度参数，建立可钻性与岩石强度参数的关系，而岩石力学参数的评估与地层纵波、横波、密度有直接关系，从而建立可钻性与岩石物理参数的关系，获取可钻性连续剖面[29]。

通过钻速模拟模型，将钻压、钻头转速、钻头尺寸及钻头磨损率结合起来，模拟与实际钻速相吻合的最佳方案；根据实际钻头参数（切齿密度、刀翼数、切齿齿径）与可钻性等建立关系，结合钻头磨损率、地层研磨性，优选出适合该区块的最优钻头，从而达到提高钻进效率的目的。

3.5 危险与安全井眼轨道分析技术

钻井过程中，由于井筒井斜、方位的变化，井周应力重新分配，导致井眼轨迹的稳定性发生变化，出现危险和安全的钻进方位，前人研究采取数值分析方法确定定向井安全和危险钻井方位。

在定向井（大斜度井、水平井等）坐标转换基础上，开展定向井井壁应力模型求解，以摩尔—库仑方程为基准，获得定向井井壁稳定性控制方程。当给定研究区块和深度时，可以准确求取地应力和孔隙压力，当给定一个水平井轨迹后，得到该轨迹点的最大主应力，且该最大主应力在井壁范围内存在一个最大值，该最大值表示该方位井壁最先破坏时的应力。通过比较每一个方位的最大值，可得到这些最大值中的最大值和最小值，那么，最安全的水平井眼方位与主应力最大值中的最小值相对应[15]，该方位处井壁稳定性最好，所需钻井液密度低，而最危险的水平井眼方位与主应力最大值中的最大值相对应，该方位处井壁稳定性最差，所需钻井液密度高。

3.6 可压裂性预测技术

传统方法认为，可压裂性是页岩储层具有能够被有效压裂从而实现增产的性质，页岩储层的可压裂性与岩石的脆性和韧性相关，不同的可压裂性页岩在水力压裂过程中形成不同的裂缝网络，以此建立了可压裂性预测模型。而克拉苏构造带储层为白垩系裂缝性砂岩储层，复杂构造导致应力场和裂缝分布极不均匀，采用上述可压裂性计算模型对脆性和断裂韧性相似的两口井进行计算，二者值域相当，采用近乎一致的改造方式进行改造，单井无阻流量差异巨大，该模型无法准确表征复杂应力场、含裂缝储层的真实压裂难易程度。

笔者从克拉苏储层的特殊性出发，考虑岩石脆性、地应力、断裂韧性和天然裂缝受力状态，分析4个参数对地层压裂难易程度的控制关系，建立新可压裂性指数预测模型[9]，该模型能够很好地表征其储集层压裂难易程度，且能够对不同构造位置的储集层和不同储集层深度上的压裂难易特征敏感表征。用于气井储集层改造前井间和层间的压裂难易程度的定量分析，以此优化压裂工程方案，为储集层改造方式选择，压裂分级优化，射孔位置确定，注入压力选择，泵注程序优化等提供依据。

3.7 人工与天然缝交互模拟技术

对于天然裂缝性低孔低渗储层，天然裂缝的存在会影响水力压裂缝的扩展，尤其以天然裂缝走向与现今水平最大主应力方向的夹角（入射角）、天然裂缝胶结程度、裂缝面受力状态等影响较大，同时天然裂缝与人工裂缝的穿割关系受二者之间的逼近角度[30]、水平主应力差、区域岩石力学、施工参数等控制，不同的穿割关系对压裂缝网分布特征和产能有直接关系。

以井筒一维岩石力学、应力场和天然裂缝力学特征研究为基础，建立近井筒三维岩石力学、应力场和天然裂缝预测模型。开展人工裂缝与天然裂缝交互作用模拟时，根据野外露头、取心和测井情况，设置天然裂缝的充填程度、胶结程度、延伸范围及射孔层段、压裂液性能等参数，通过模拟不同远场主应力比、入射角，以产能最大化为原则，考虑裂缝扩展机理和施工参数规模，模拟计算生成复杂缝网模型，并采用先进的非结构化网格技术，实现压裂后复杂缝网模型精细表征。从模拟特征看，地应力差值越小，入射角越小，水力裂缝越容易沿天然裂缝延伸，形成较单一缝网，反之水力裂缝更趋于直接穿过天然裂缝，沿着最大水平主应力方向扩展，形成网状缝。天然裂缝的胶结强度比较低时，水力裂缝更易于沿着天然裂缝扩展，而当水力裂缝遭遇高胶结强度的天然裂缝时，水力裂缝更容易直接穿过天然裂缝。根据实际模拟结果，优化设计最优的施工参数，达到最优产能的效果。

4 地质工程一体化实施实例

以前文所述博孜3构造为例，详细阐述以钻井安全提速和完井改造提产为目标的地质工程一体化实施过程。

4.1 井点优选与井型井轨道优化

整个库车坳陷在强烈挤压的宏观背景和构造之间复杂的相互挤压作用下，加之岩性互层发育导致不同构造之间、同一构造内部储层非均质性大大增强。特别是地质边界条件对构造内地应力和天然裂缝的分布有极为重要的控制。图3为基于哈弗耐模式[31]的储层非均质性示意图，可以看出，构造内部地应力场和裂缝分布在梯度变化的地质边界作用下非均质性非常明显，形成了差异显著的应力集中区和应力空白区，进而发育高角度裂缝带、低角度裂缝带和裂缝空白带，并且这种强烈构造挤压条件下地质边界条件对地质力学参数（地应力、天然裂缝等）的控制程度甚至强于局部褶皱构造。

图3 基于哈弗耐模式的储层非均质性示意图

在这种复杂条件下，大斜度井展现了其独特优势。一方面，极强的非均质导致直井很难准确地进入分布零散的甜点区，井位部署难度大；另一方面，库车坳陷普遍发育高角度裂缝，致使直井即使进入裂缝甜点，也往往会与诸多裂缝“擦肩而过”，可能造成失利。然而，大斜度井能够突破这两个局限，它能够最大可能地穿过更多、更大范围的有利部位，也能钻遇很多的天然裂缝，不但降低了井位部署的难度，还能增加实现地质目的的把握，是博孜3构造实现高产稳产的优势井型。

采用前文所述方法，建立博孜3构造的全层系的三维应力场模型（图4-a），模型纵向分辨率2～5 m，并预测了天然裂缝及其活动性（本文中采用裂缝面剪应力与正应力比值表示）分布（图4-b），冷色为活动性差的裂缝，暖色为活动性好的裂缝。

图4 博孜3断块三维应力场与井轨道优化图

由图4可知，博孜3构造平面上不同部位天然裂缝及其活动性存在较强的非均质性，构造北西—南东方向天然裂缝欠发育且活动性较弱，构造西部存在活动性较强的裂缝发育带，是井点优选的优势区域。另外，将天然裂缝与应力在纵向上叠合显示（图4-c），图中颜色为最小水平主应力大小，蓝色为低值，红色为高值。根据前文所述，选取天然裂缝发育且活动性好的区域和应力低值区域作为井位部署的优势区域，同时根据高角度的天然裂缝发育的特征，钻探大斜度井能够穿越更多活动性好的天然裂缝。根据这一认识，设计了博孜3-1X、3-2X、3-3X三口大斜度井，同时兼顾井壁稳定性，优化其轨道方位为北西—南东方向。

4.2 钻井安全提速参数优化

重点论证井身结构、钻井液安全密度窗口、钻头型号选择等参数。

4.2.1 三压力剖面与井身结构和钻井液密度优化

采用前文所述压力预测方法，并以此为基础，建立全井筒的孔隙压力、坍塌压力和漏失压力（下称三压力）剖面，如图5所示，明确三压力纵向分布特征，结合地质对高压盐水深度、软泥岩深度、盐岩位置等预测，以工程易于实施为基础，明确必封点位置及套管层次，并且确定每一开次合理的钻井液密度。

图5 三压力预测与井身结构优化图

如二开的库车组上部具有弱水化、中等分散、成岩性差等地质特征，设计的钻井液体系需具备提高抑制性、封堵性的性能；库车组中下部具有中等水化、强分散、应力作用显现、易剥落坍塌等地质特征，设计的钻井液体系需密度大小合适且具备提高抑制性、封堵性与泥饼质量的性能；三开的吉迪克组、苏维依组具有强水化、强分散、易坍塌等地质特征，设计的钻井液体系需具备提高抑制性及防塌性、维持低滤失的性能。

4.2.2 可钻性分析与钻头选择

以地质工程一体化研究为基础，分区、分层段建立钻头参数（切齿数、刀翼数、切齿齿径）与砾岩层机械特性及可钻性关系，综合考虑砾岩研磨能力优选更合适地层的钻头参数。在研发设计三斜面齿PDC钻头基础上，深化岩性和钻头工作状态认识，通过优化切削齿心部平面设计、钻头布齿和保径设计等[32-34]，研发设计高抗击多棱齿PDC钻头，并在砾岩层准成岩段、成岩段进行试验（图6），结果显示，单只钻头平均进尺高，钻速快。通过持续的研发、试验评价、优化改进、再试验的流程优选钻头参数。同时为降低震动、提高钻井工具寿命，在砾石层分岩性（未成岩、准成岩、成岩）井段针对性选用减震器、垂直钻井工具等提速工具，采用高钻压、高转速、高泵压、大排量、大扭矩等措施强化原则，进一步提高机械钻速。

图6 可钻性与钻头优化图

4.2.3 地质力学模型随钻重构与二次压力预测

利用上部已钻开地层的测井、VSP资料对地震数据进行重新标定，开展波阻抗反演，获取下部未钻开地层的波阻抗数据，重构未钻开地层的岩石物理模型，以已钻开地层的钻井工程数据为刻度，实现地层压力二次预测。以此为基础，预测未钻开地层岩石力学、地应力数据，修正坍塌压力、漏失压力以及盐岩蠕变模型，提出安全钻井液密度窗口和钻井液性能优化建议。通过实时调整钻井液密度，有效降低井控风险，提高机械钻速，优化下套管位置，避免井下事故的持续发生。

利用博孜3-2X井目的层以上测井资料对区域速度场进行校正，结合博孜3区块试采引起的气藏压力下降幅度，预测其目的层钻井液密度窗口由1.92～2.05 g/cm3调整在1.87～1.95 g/cm3之间，窗口宽度由0.13 g/cm3缩小为0.08 g/cm3，该井采用1.87 g/cm3的钻井液密度揭开目的层，未发生影响钻井安全和速度的复杂事件，实现顺利完钻。

4.3 完井改造参数优化

4.3.1 单井完井地质力学综合评价

通过在克拉苏构造带近百余井地质力学参数对压裂改造效果影响分析，提炼出与储层完井品质相关的5个参数，分别是最小水平主应力相对值（Sh）、最大水平主应力方向与天然裂缝走向夹角（θ）、裂缝发育线密度（DF）、天然裂缝剪应力与有效正应力比（τ/σne）、强应力占储层段应力比值（K），将储层品质分为4类，并分别提出了对应的地质力学改造建议（表1）。

表1 裂缝性储层完井品质分类方案及提产对策表

为强化地质工程一体化在单井有效提产中的支撑作用，建立了完井地质工程一体化标准成果图件（图7），该图中包含地质信息（地质分层、取心情况）、测井解释信息（孔隙度、渗透率、饱和度、裂缝解释等）、地质力学、钻完井工程等信息。地质力学信息中，包含与完井改造密切相关的地应力、岩石脆性、水平应力差、可压裂性、裂缝走向与应力方向夹角以及裂缝力学特性等。

图7 博孜3-2X完井地质工程一体化评价成果图

实际使用时，根据测井信息和可压裂性选取合适的改造层段，然后根据可压裂性指数确定射孔层段，依据应力与裂缝夹角，初步确定改造方式，依据应力纵向分层特征优化分段分级方案，最后根据应力值的大小和天然裂缝临界开启压力值，确定施工压力和施工排量。同时，在试油方案制订时，还需要考虑纵向上距离水层的位置，优化施工规模。根据上述原则，选取了博孜3-2X井6 119～6 154 m和6 249～6 268 m两段作为储层改造段，并根据可压裂性优化了射孔层段，结合表1储层完井品质分类标准，博孜3-2X井两段应归为二类储层，需要进行加砂压裂改造。

4.3.2 压裂缝网模拟

对博孜3-2X井压裂缝网模拟如图8所示，图中粉色实线为预测的天然裂缝分布，黑色虚线为模拟的人工裂缝，左上角为井筒拾取的天然裂缝走向与现今水平最大主应力方向的关系。结果显示，由于天然裂缝活动性好，大部分人工裂缝沿天然裂缝延伸，并将天然裂缝继续撕裂，产生沿伸距离更长的裂缝，与其他裂缝交织，继续延伸，最终形成复杂的椭圆团状缝网系统。另外，考虑本井上下两段层间应力差较高，约为10 MPa，拟采用分段压裂的改造方式，两段地层的液体、砂量和施工压力则根据上述压裂缝网模拟后能到达的最优产能为依据确定。

图8 天然裂缝与人工裂缝交互模拟结果图

通过上述从井位、井型、井轨道、钻井参数、完井改造参数等全过程的关键参数优化应用，博孜3构造上的3口大斜度井较直井钻井复杂减少70%，尤其在复合盐岩地层，几乎没有发生钻井复杂，井壁稳定性显著优于直井，钻井周期平均缩短30%。钻后成像测井显示，大斜度井钻遇的天然裂缝高出直井2～3倍，改造后单井无阻流量是直井的3～10倍。

5 结论

1）系统梳理了塔里木盆地库车坳陷复杂构造背景下，地质工程一体化实施的必要性和实施方案，地质工程一体化有效协调了地质研究与工程实施之间的协同工作，将“地质研究服务工程”与“工程实现地质目的”有机统一，使得钻前的工程方案设计更具科学性，随钻中工程参数调整更具定量化依据。

2）系统总结了超深复杂构造背景下地质工程一体化实施的关键技术，以地质研究为基础，以地质力学为桥梁，包含复杂构造全地层全信息的三维地质力学建模、多套压力系统的准确预测、复杂地层井壁稳定性分析、井轨道优化、岩石可钻性、天然裂缝及其活动性、可压裂性评价、天然裂缝与人工缝网交互模拟等，上述囊括了油气田地质力学几乎所有内容，通过技术的实施，有效支撑地质工程一体化在钻井安全提速和改造提产应用。

3）以克拉苏构造带西部的博孜3构造为例，说明了地质工程一体化实施主要步骤，且部署的3口井在钻井复杂减少、周期缩短及完井改造后单井提产方面都显著优于未考虑地质工程一体化的前期部署的直井，阐明基于地质力学的地质工程一体化的可行性及优越性。证实地质工程一体化的工作理念和关键技术不仅适用于塔里木盆地超深层油气钻探工程，对中国西部其他含油气盆地超深复杂油气勘探开发也有好的借鉴意义。

4）当前面向钻井提速和完井提产的地质工程一体化实施过程中，还存在软件独立化、信息“孤岛”化、人员分散化等突出问题，且对于中国西部地区复杂构造来说，作为地质工程一体化实施基础的三维地质力学参数建模技术仍然存在缺陷，复杂构造叠置区断裂交切关系的处理等仍然需要持续攻关以提高建模精度。地质工程一体化的工作组织、软件平台、技术突破仍是今后一个时期需要强化的关键方向。