冀中坳陷北部奥陶系潜山碳酸盐岩储层油气资源丰富,但由于岩性复杂（白云岩、灰岩夹杂）、超高温（180℃）、应力梯度高（0.023 MPa/m）、以往虽采用多种工艺尝试都未能实现突破。针对上述储层地质难题,开展以储层地质特点为基础的储层评价、工艺优选、方案设计等研究,形成了超高温超深非均质碳酸盐岩储层地质工程一体化的特色改造技术:（1）利用1 m3大型岩石物理实验和数值模拟手段,结合地质特点开展复杂缝网的地质与工程改造因素方案论证,结果表明储层虽以微细裂缝为主、连通差、两向应力差高（7.09.8 MPa）,但通过高排量、低黏高黏液体组合、暂堵转向等工艺仍可实现复杂缝网改造;（2）实现了超高温深层储层一体化改造技术,通过管柱安全力学校核、施工压力预测、求产与试采产能影响分析等,将以往的多次工序改为勘探求产和开发生产的一体化管柱,降低安全风险;（3）形成了180℃超高温、5 000 m超深碳酸盐岩储层'多级注入、暂堵转向、加砂酸压'工艺技术,实现了层间暂堵、层内转向的体积改造目标;（4）优选出180℃超高温羧甲基压裂液和酸液体系,180℃、170s-1下剪切120 min压裂液黏度仍保持在80 mPa·s,酸液在180℃条件下,170s-1剪切60 min,黏度达30 mPa·s。该技术在安探1x井大规模施工,排量达11 m3/min,确保了大规模（3 000 m3）、高泵压（8090 MPa）、多种组合液体（压裂液、酸液）、超高温（180℃）等各种不利条件下长达6 h安全、高效实施及后续半年以上安全稳产。经微地震监测和模拟表明,改造体积比以往改造技术增加3.5倍,实现了长、宽、高三维立体改造。压后产气量为40.9×104 m3/d,产油量为71 m3/d,试采井口压力保持在25 MPa以上,稳定产气量达10×104 m3/d,实现了勘探与开发、地质与工程一体化设计目标。