近3年，受国际原油价格影响，国内油气行业成本压力巨大，地质工程一体化工作的实质性效果差别较大，一些项目的进展较为缓慢，成果不尽如人意。针对存在的问题，通过一系列的实践和思考，提出4点认识：以经济性为前提，制定地质工程一体化的实施计划和实施目标；以数据为基础，抓住研究油气藏某些阶段性挑战的"主要矛盾"，从而高效快捷解决实际问题；利用数据为纽带真正实现"地质工程一体化"的多学科融合；在地质工程一体化项目中逐步促进数据"平台化"，推进地质工程一体化的运用领域与周期。地质工程一体化这一实践性极强的技术与管理领域，发展和实现其实用性作用，需要某种程度上放弃传统的学术管理或传统概念，需要勇于创新、科学大胆的实践，以促进其在复杂油气藏的各个阶段发挥更大的作用。

大港油田属于典型的复杂断块油田，经历50多年的勘探开发，地下面临着"四高三低两失衡"的矛盾、地面面临征地和环保的双重压力，油价又处于持续低迷中，油田效益勘探开发和可持续发展面临严峻挑战。在系统梳理面临问题与挑战的基础上，围绕"五场建设"研究形成了具有大港油田特色的地质工程一体化模式，即增产建产项目化、团队组织协同化、研究设计平台化、现场实施模块化、生产管理数字化。目前，该模式的实践应用已见到了显著效果。在老油田"井丛场"产能建设实践中，做到了地质工程同步优化轨迹、地面地下井筒联动推演，实现集约化建井、简易化配套、工厂化作业；在老油田"二三结合"提高采收率实践中，系统开展关键技术研究、方案研究制定、生产动态调控，探索形成了满足不同油藏需求的三次采油提高采收率技术系列。实践表明，地质工程一体化是老油田在复杂地下、地面条件和低油价下实现了可持续发展的有效途径。

新疆准噶尔盆地是中国陆地的重要油气富集地，蕴含的致密油气潜力巨大，但开发中面临着地质条件复杂、工程难度大、成本高等挑战。为提高开发效益，运用地质工程一体化的思想对玛湖地区的致密油藏开发进行了集中攻关。通过建立精细地质模型和岩石力学模型、优化钻井工具与钻井液体系、采用随钻实时调节的地质导向钻井、基于压裂模拟与实验结果优化改造策略等一系列举措，将区块地质认识和工程实践紧密结合，攻克了钻完井过程中的一系列挑战。研究表明：采用水平井+体积压裂的思路，可以使得玛湖地区的复杂致密油气得到效益开发；水平井钻遇率极大影响了油气井产能；精细三维地质模型指导下的地质导向钻井可有效提高钻遇率和钻井效率；区块适应于细分切割方式的分级体积改造策略，并采用高砂比、高液量、大排量的压裂参数。经过攻关，玛湖地区新开发井的储层品质、钻井品质和完井品质均取得了明显提升，实现了致密油藏效益开发的初步突破，区块已于近期启动了大规模开发建产工作。

受碳酸盐岩断溶体内部复杂性的影响，塔里木油田缝洞型储层钻井一次中靶率低，复杂地层压力和地应力系统导致钻井复杂频发、完井提产措施难以优选和优化，制约了油气勘探开发进程。以地质力学研究为基础，建立了地质工程一体化思路，跨学科协作，结合断裂解剖和断溶体刻画，从井位部署源头、钻井工程过程跟踪和完井提产措施定量优化等环节，确保塔北隆起南缘跃满西区块的钻探成功率。研究中，充分考虑断溶体的分布和主应力方位分布、天然裂缝渗透性方向和井壁稳定性方向等因素，建立了井点优选和斜井井轨迹优化方法，并采用井震联合的方法预测了地层压力分布特征，据此优化井身结构；完钻措施阶段，以井筒周围应力场分布、井眼与储层分布方向等的匹配关系提出了4类完井提产措施方法。应用该研究结果，跃满西区块已完钻的W22、W20等3口井勘探持续突破并获高产，该研究思路为其他缝洞型碳酸盐岩储层勘探开发提供了借鉴依据。

吉林油田受低渗透、低丰度等基本地质特征及低油价的双重影响，近年来新区百万吨产能建设投资达95亿元，老区常规重压产出投入比不足1.0，效益建产、稳产难度加大。为应对上述挑战，实现油田低成本高效开发，提出以"大压裂"技术理念为核心的地质工程一体化新内涵，在以新立油田为代表的低渗透油田开展一系列技术研究和现场试验。地质工程一体化新内涵主要体现在以下几个方面：①围绕工程技术需求，对区块的分层产出、吸水、压力、裂缝方位及储隔层应力等资料进行再录取认识，从而提高方案设计的针对性。②根据压裂工艺及施工需求，重新优化钻井井身结构及地面井位，优化钻井平台井数，保证建产投资总额最低。③与前期地质再认识、钻井再优化相结合，构建以"转向压裂、蓄能压裂、调堵压裂、干扰压裂"为主的压裂技术系列，提高区块压裂效果。④创新采油、注水、地面工程、物联网等一系列配套技术，降低一次性投资，降低运行成本。技术模式在以Ⅲ区块3号平台为代表的新区产建和Ⅵ区块中部为代表老区挖潜领域应用并获得显著效果，3号平台油井初产、稳产较主体区分别提高40%、57%，投资收益率提高8.2%，百万吨产建投资降低16%；Ⅵ区块中部压后投产16个月，单井累计增油超过400t，增产效果是常规压裂的4倍，产出投入比大于2.0。实践表明，对于地质情况认识相对清楚的低渗透油田，采取以工程为核心的地质工程一体化模式，是应对目前油田效益开发难度大这一难题的有效措施。

塔里木油田库车前陆区致密砂岩气藏是天然气主力建产区块，自然产能低，需要改造提产才能效益开发，储层超深、高温高压、高地应力、天然裂缝发育且非均质性强，面临的主要挑战是提产机理不清、缺乏有效技术手段，井况苛刻和改造工况复杂，大规模改造施工存在安全风险。针对以上挑战，塔里木油田坚持地质工程一体化，建设多学科一体化提产团队，创新一体化工作模式，利用开放的市场合作机制，协同国内国际技术力量，通过技术资源整合，攻关研究提高储层认识，厘清了提产机理，确定了以改造天然裂缝为目标的缝网改造提产理念，创新形成了缝网酸压和缝网压裂工艺技术，建立了基于天然裂缝可压裂性的改造工艺优选策略；基于井况和改造工况认识，配套了高压压裂车组、大通径完井管柱，研发两套加重压裂液，研发一项专用酸液缓蚀剂，保障了大规模改造需要。地质工程一体化提产模式在实践中不断发展和完善，取得的关键技术推广应用76口井，单井平均产量提高3.28倍，为库车前陆区致密砂岩气藏效益开发提供了提产技术保障。

涪陵页岩气田具有不同于北美页岩气区的地面和地下地质条件，山地环境下多井压裂工程设计及现场施工如何组织运行，成为实现该区域页岩气经济有效开发的关键环节。结合涪陵国家级页岩气示范区建设需求，在高效产建模式下形成了基于地质工程一体化理念的拉链压裂整体参数设计技术及运行模式。围绕全面提高页岩气单井产能，针对焦石坝区块山地"井工厂"作业需求及特点，通过压前关键地质因素识别分析、平面-横向-段间多层次工程参数设计、现场施工动态调整等方面开展工艺参数优化，创新了以交叉立体布缝为核心的拉链压裂整体参数设计技术。实现了焦石坝区块页岩气地质工程一体化开发、单井-井组批量化施工，现场推广应用200余口井累计4000余段，在增加水平井组产量、全面提高压裂时效、降低综合成本等方面效果显著，为涪陵页岩气田一期50×10⁸m³产能高速高效建成提供了有力技术支撑。

针对威远页岩气地表条件复杂、储层埋藏深度大、构造复杂、非均质性强、压裂改造难度大等特点，坚持"一体化、工厂化、效益化"的开发理念，应用地质工程一体化技术，厘定平面甜点和纵向甜点，优化井位设计；实现精准地质导向，大幅提升甜点钻遇率；提高钻井工程质量，有效缩短钻井周期和降低井下复杂状况的发生率；优化压裂工艺设计，实现压裂改造体积的最大化。基于此，形成了较为完善、复杂海相条件下对页岩气勘探开发有较强借鉴意义的项目管理、研究设计、科研现场、地质钻井和地质压裂5个一体化模式，单井产量不断提升，单井成本持续降低，实现了威远页岩气规模有效开发；不断践行与完善地质工程一体化技术，深化地质认识和加强工程技术配套，实现威远3500m以浅页岩气高效开发以及深层页岩气效益开发。

保德煤层气田位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带北段、河东煤田北部，煤层气资源丰富。保德区块煤层气地质条件具有埋藏浅、含气量低、易碎易垮塌、机械强度低、低孔超低渗、欠压储层等特点，煤层气勘探开发面临着从地质评价、钻完井、储层改造、采气工艺到地面集输等一系列技术问题。针对这些问题，中石油煤层气有限责任公司在系统梳理前期勘探成果的基础上，充分利用现有各类煤田钻孔、地震、钻井、测井、试井、样品分析化验等资料，全面研究区内中低阶煤煤层气的地质特征和储层特征，开展煤层气精细选区评价技术研究，开发适应于中低阶煤的煤层气勘探开发技术系列，坚持地质工程一体化研究，攻克煤层气勘探开发技术瓶颈，不断完善和优化从物探、钻井、压裂、排采到地面工程工艺等系列技术方案，实现了保德区块煤层气的高效开发，建成了目前中国规模最大的中低阶煤煤层气田。

勘探开发一体化是降本增效和油气体制管理改革的内容之一。勘探要以有限的资金高效地为开发提供足够数量的有效储量，为开发服务。为此，必须扭转其经济可采储量中实际不可采储量越来越多的现象。建议对现保有的剩余经济可采储量的实际可采性进行研究，针对不同地区情况做出分类并在今后储量提交时贯彻这个作法。从可持续发展的战略高度认识老油气区挖潜增储上产的重要性，把勘探向开发过程中延伸。以开发中取得的大量新认识去检验已提交的储量，不断对新层系、新类型、新区块进行开拓。这是高效增储和应对低油价的重要举措。

深水油田勘探开发存在经验不足，深水环境及地下因素复杂多变、单井投资费用高企，以及项目成本回收压力大等挑战，简单复制陆上和浅海的勘探开发一体化模式已无法满足深水油田勘探开发的需要。为此引入地质工程一体化理念，综合考虑地下不确定性、时间要素和成本要素，提出一套适合深水油田的油藏评价及决策体系，并在此基础上开展评价模式、决策方法以及钻完井配套技术研究。在巴西盐下深水油田的评价实践表明，以分区评价为核心的"一体双轴"的评价模式和以信息价值为代表的深水油田评价井决策方法，将有利地推动深水油田的勘探开发一体化进程，缩短评价周期，进而实现油藏评价的效益最大化和评价决策的科学化。盐下钻完井配套技术的应用，大幅提高了钻井效率，在为开发井积累经验的同时，降低了钻井成本。地质工程一体化理念在巴西利布拉油田的应用，证明了地质工程一体化作业模式在深水油田以及油藏评价阶段的适应性，从而扩大了地质工程一体化的应用领域。

准噶尔盆地玛湖凹陷东斜坡的玛东2井区致密砂砾岩储层埋藏深，物性差，水敏、压敏现象严重，储层岩体砾径分选性差，非均质性强，脆性差，导致其效益开发难度大。在吸取邻区经验的基础上，将地质认识和工程技术紧密结合，对玛东2井区内第一口评价水平井（玛东1号）的工程设计进行了大量研究论证，并引进先进技术保障实施效果。开展大量岩心实验和精细测井解释，摸清了区块砂砾岩的岩性和物性；采用精细地震采集、解释和建立砂砾岩储层分类方法，优选了目的层和轨迹；采用先进地质导向工具并利用模型重构技术实时调整，确保了钻遇率和钻井效率；通过试油分析和数值模拟分析影响砂砾岩储层压裂增产的因素，进行了工艺技术优化等。通过多学科的协调配合，玛东1号水平井在含水稳定后，采用3mm油嘴生产时的平均产油量达到53.9t/d，取得了远超区块直井的提产增效成果。

针对压后评估的两项核心技术——施工压力分析和数值模拟技术，对压裂效果进行工艺性和增产性评价。施工净压力拟合可以获得压后裂缝长度、宽度、导流能力等参数，并通过三维软件模拟进一步刻画压后三维裂缝形态；而数值模拟生产历史拟合可获得有效裂缝长度、导流能力等参数，科学合理地评价压裂施工质量，准确可靠地分析压裂有效性或失效原因，对压裂效果进行工艺性评价。通过压后生产动态分析可对压后效果进行增产性评价。针对裂缝性致密砂岩流体存在于基质（提供主要的储集空间）和裂缝（提供流体的主要渗流通道）两个相互联系的系统中，依托地质工程一体化的综合研究，利用先进的成像测井裂缝描述技术，提出了天然裂缝系统裂缝孔隙度、裂缝渗透率和形状因子的计算方法，并综合基质、天然裂缝、人工裂缝、流体/岩石特性及生产历史建立了双重介质模型，通过合理地调整模型中的一些不确定参数，达到模拟与真实生产情况的统一，从而进一步评价压裂效果。该方法既是一套实用的压裂评价方法，也是一套压后产能预测和压裂方案优化方法，可为探区、新井或新层的压裂方案设计和实施提供了有力支撑。