苏里格气田地层水为弱酸性,且含有大量的无机盐,同时天然气中含有CO₂和H₂S等酸性气体,从而形成了一种复杂的腐蚀环境,导致井筒存在不同程度的腐蚀。腐蚀严重的井可导致井筒油管和套管穿孔或断裂。因此,迫切需要结合现场实际情况,开展该气田气井井筒腐蚀规律及影响因素的研究,为寻求更加有效的防腐措施提供依据。首先对气田生产开发及腐蚀现状进行分析,收集现场气井生产数据,包括压力、温度、产气量及产水量等;然后,详细分析苏里格气田地层产出水、天然气组分性质特征和腐蚀倾向;通过主成分分析降维和系统聚类分析对气井进行分类,再对每类气井进行井筒腐蚀检测试验,分析各类气井的腐蚀程度,利用SEM、EDS和XRD分析各类气井的腐蚀原因。再通过灰关联分析各类气井井筒腐蚀主控因素;最后利用优选校正后的腐蚀速率预测模型对各类气井井筒腐蚀速率进行预测,并研究不同类型气井沿井筒的腐蚀规律。研究结果表明:（1）苏里格气田气井井筒腐蚀严重,气田不同区块单井日均产水量大小顺序是:西区>东区>南区>中区;气田地层水总体呈弱酸性,pH值一般在5.30⁶.25之间,矿化度为17000⁵0000mg/L,Cl^-含量9000³0000mg/L;CO₂含量较高,在0.13%⁵.12%（v/v）之间,平均含量约2.03%,大部分气井H₂S含量甚微,H₂S含量小于20mg/m³。（2）利用主成分降维将12个影响井筒腐蚀的因素降维成了5个主成分,依据50口气井的主成分得分,采用离差平方和法（Ward法）对其进行系统聚类分析,在类间距离D=20时,50口气井被分为4类,不同类型气井所占比例从大到小依次为:Ⅰ>Ⅰ>Ⅰ>Ⅰ。（3）气井局部腐蚀都较为严重,腐蚀程度依次为:S47（Ⅰ）﹥S19（Ⅰ）﹥S9（Ⅰ）﹥S7（Ⅰ）。（4）Ⅰ、Ⅰ和Ⅰ类井筒腐蚀主要原因是由CO₂在湿性条件下的电化学腐蚀所导致,Ⅰ类井主要是由CO₂、H₂S在湿性条件下的电化学腐蚀所导致。其中Ⅰ类井中氯离子造成的点蚀加剧了腐蚀,Ⅰ类井存在一定的点蚀现象和轻微的H₂S腐蚀现象。（5）Ⅰ类井和Ⅰ类井中主控影响因素为温度、P_CO2和矿化度;Ⅰ类井中主控影响因素为矿化度、Cl^-和P_CO2;Ⅰ类井中主控影响因素为P_H2S、pH、P_CO2和温度。（6）苏里格气田四类气井井筒腐蚀规律为:Ⅰ、Ⅰ、Ⅰ和Ⅰ类井井筒最大腐蚀速率出现的深度分别在:3028.57m、2500m、2000m和3600m左右。