准噶尔盆地南缘（简称准南）是该盆地油气勘探的战略接替区，高探1井下组合的战略突破，进一步证实了准南下组合油气勘探前景广阔。通过分段构造建模、分带落实下组合构造与圈闭特征，结合关键成藏要素匹配关系研究，深化了下组合大构造成藏条件认识。研究认为，①准南中-下侏罗统为主力烃源岩，资源潜力大；发育白垩系清水河组、侏罗系头屯河组和喀拉扎组等多套规模有效储层；白垩系吐谷鲁群区域性巨厚泥岩盖层普遍发育异常高压，具备良好的封盖能力。②准南下组合烃源岩、储层、盖层、圈闭静态成藏要素空间配置关系好；动态成藏要素时间配置关系好，圈闭形成早，构造形成期与主力烃源岩生排烃高峰期匹配，后期改造弱、保存条件好，具备形成大油气田的成藏条件。综合关键成藏要素分析，优选下组合近源背斜型圈闭吐谷鲁背斜、呼图壁背斜及东湾背斜作为准南天然气勘探的突破口。

地质工程一体化作为非常规油气藏勘探开发一种有效工作流程已成为行业广泛共识，其涵盖了地质、油藏、物探、钻井、录井、测井、试油、试采、油气生产和井下作业等专业领域，涉及海量不同类型的数据。由于不同专业人员和部门对特定数据理解与需求存在差异，导致各专业间数据系统难以形成高效连接和互动，容易形成"数据孤岛"。通过构建油气藏全生命周期的数据湖和知识库系统平台，基于平台规则来甄选地质工程核心数据，认证油气藏勘探开发的核心"金数据"，实现专业数据便捷高效连通和参数交互优化，促进地质工程一体化数据融合，大幅提升数据利用效率与准确性。为了实施好地质工程一体化项目，提出了一体化的项目组织和管理框架，建立高效的研究决策、协调协同和信息反馈机制，深入推进精益化技术管理，实现建产部署及实施中关键环节的优化把控，最终获得最佳经济效益。

随着地质认识的逐步加深和勘探技术手段的进步，东海陆架盆地西湖凹陷平北斜坡带的勘探领域逐步从构造油气藏转向岩性油气藏。通过系统分析平北斜坡带海陆过渡型沉积体系的层序构成样式、砂体展布特征和油气藏发育模式，指出平北斜坡带存在断裂陡坡型、对向断阶型、反向断阶型和同向断阶型4种层序地层发育样式，对应发育断裂陡坡型潮控三角洲潮道砂岩油气藏、对向断阶型潮控三角洲前缘潮滩砂岩油气藏、反向断阶型河控三角洲前缘水道砂岩油气藏和同向断阶型河控三角洲前缘水道砂岩油气藏4种类型。结合砂体展布规律和油气藏成藏模式预测，对平北斜坡带不同区带岩性油气藏的形成条件和分布规律进行总结，并指出团结亭区断裂陡坡型潮控三角洲潮道砂岩油气藏和孔雀亭区同向断阶型河控三角洲前缘水道砂岩油气藏是该区岩性油气藏勘探重点领域。在该岩性油气藏发育模式指导下，近期针对宝云亭低隆与反向断阶带控制下的宁波19区岩性圈闭钻探取得重大突破。

克拉苏构造带天然气总资源量丰富，是塔里木盆地天然气增储上产的主力区块。受强烈造山运动的影响，克拉苏构造带地质工程条件极为复杂，呈现出"一深（垂深7000~8000m）、三高（高温130~190℃、高压116~136MPa、高地应力130~180MPa）、两低（孔隙度4%~8%、渗透率0.01~0.1mD）、两厚（巨厚砾石层5500m、巨厚盐膏层4500m）、一陡（地层倾角87°）"的特征，导致安全、效益勘探开发难度巨大。为了实现克拉苏构造带的优快钻井与改造上产，立足于实践地质工程一体化，建设多学科一体化研究团队，创新一体化工作模式，开展了超深复杂气田提速、提产、提质攻关研究。采用关键层段精准预测、个性化钻头设计、油基钻井液体系研发等手段相结合的方法，实现了全井段安全快速钻井；根据甜点预测、裂缝评价与分类，建立了基于天然裂缝可压裂性的改造提产优选策略；结合地层特点、流体性质、工况条件等因素进行系统屏障设计，确保了井筒质量。经过地质工程一体化实践的不断发展完善，超深井钻井周期从"十二五"期间的336天降至2017年的277天，单井平均增产4~5倍、井完整性完好率不断提升，为克拉苏超深复杂气田井安全效益开发提供了有力的技术保障。

长宁国家级页岩气示范区的建设和上产历程，从早期以工程探索和实践为主，到第三阶段依托主体技术、全面推进地质工程一体化，在中国页岩气开发探索中具有很强的代表性。围绕"单井提产、整体增效"的核心要求，需要充分运用各种地质工程数据，系统性地研究水平井箱体、压裂改造、生产制度和开发技术政策这四大最优化关键要素，不断提升从单井到全气田的产量、最终可采储量（EUR）和经济指标。基于地质工程一体化研究形成的三维共享地学模型，运用多学科多参数数据分析、应力敏感页岩多场耦合模拟（包括地质力学、水力压裂缝网建模和气藏数值模拟），以及全气田数值模拟等技术和方法，系统分析和评价工程实施效果，通过在目前主体技术条件下的多方案对比，确定了最优化箱体位置和优化的生产制度，明确了压裂参数及工艺、井距参数及布井的进一步优化方向。为了实现整体优化，提出地质工程一体化需从以单井为主的钻井、完井压裂和生产工程，拓展到全气田开发工程。为此，在国内外首次开展了考虑应力敏感性的页岩气全气田数值模拟研究。

为明确致密砂岩气藏储层特征、低产原因及提高单井产量对策，应用铸体薄片、恒速压汞、高压压汞、低温液氮吸附、应力敏感、水锁伤害等分析测试手段，对鄂尔多斯盆地上古生界二叠系石盒子组盒8段致密砂岩储层微观孔隙结构特征和气藏低产原因进行深入分析；结合气藏特征，明确了提高单井产量的地质工程一体化对策。研究认为，盒8段致密砂岩储层以岩屑溶孔、晶间孔等次生溶蚀孔隙为主，裂缝不发育，为单一孔隙介质储层；喉道半径分布曲线主峰为0.2~2.2μm，渗透率小于1mD的储层中近纳米级喉道连通的孔隙体积大于38%，为微细喉储层，微细喉道控制了储层的渗流能力；应力作用下微细喉道易发生缩颈、闭合，遇水快速自吸引发喉道缩颈、堵塞，应力敏感伤害和水锁伤害强。加之单砂体规模小、储量丰度低，单井普遍低产。地质工程一体化提高单井产量的对策：一是优选含气富集的物性"甜点"和储层易改造的工程"甜点"，降本增效；二是精细方案设计，强化储层保护，依据储层特征设计针对性改造方案；三是通过体积压裂加大储层改造规模，将单一孔隙介质储层改造成孔隙-裂缝双介质储层，减弱微细喉道对储层渗流能力的控制，优选垂向连通性较好的主河道部署水平井，扩大泄流面积；四是多层动用、多层合采，提高单井产量。

吐哈油田油藏类型多样，为了解决复杂、低效油藏储量难动用问题，保证当前增储增效目标实现的同时兼顾持续稳健有效发展，近年依托技术进步和转变勘探思路，通过实施地质工程一体化精细管理，完成了复杂油气藏的低成本、效益勘探。持续推进降本增效工程，进一步提高复杂油藏勘探开发效益，通过甲方主导开展钻井提速攻关与示范井推广，优化井身结构、完井措施、录测井设计，大幅缩短施工周期，降低成本。通过持续开展地质工程一体化技术攻关，深化成藏机理研究，准确预测储层甜点，优化勘探部署方案；攻关水平井地质导向配套技术，有效提高水平井储层钻遇率；攻关特殊钻井液体系和浅层水平井钻井工艺，安全快速钻进技术日趋成熟，工程质量持续提高；积极推广应用水平井+体积压裂工艺改造技术，并不断优化储层体积压裂改造方式，最大限度提高储层动用率，使得复杂油藏单井提液增产技术获得较好效果。地质工程一体化精细管理的一系列技术举措的实施，在吐哈油田区域扩展方面取得多个领域的突破与进展，发现了规模整装储量并快速建产。

滨里海Zanazour油田已持续开发20多年，主体区采出程度高、地层压力低，作为油田开发的潜力区，主体构造边部油藏渗透率低、有效油层厚度薄，常规直井开发方式单井产量低、有效开发难度大。为了解决以上难点，实现边际油藏的有效开发，提出了水平井地质工程一体化技术，在以Zanazour油田为代表的边际油藏开展了一系列攻关研究和现场实践。低渗透、薄层边际油藏地质工程一体化技术，以水平井分段压裂为主要手段，从顶层设计出发，匹配地质、油藏特征，实现钻完井工程、分段压裂、采油工程的有机融合，主要体现在以下几方面：①根据水平井分段压裂对产量的影响，有效储层的孔隙度下限从8%下降到了4%~5%。②综合考虑地应力分布、人工裂缝走向、有效油层厚度及其分布等因素，优选水平段目的层并确定水平段方位。③为了提高分段压裂有效性，使用旋转地质导向和随钻测井技术，在1.4~6.1m的薄油层中钻遇率从20.7%提高到72%。④多举措提高水平段固井质量及抗射孔、压裂等作业的冲击能力，保证分段的有效性。⑤考虑水平段非均质性，按照"一段一方案"的原则，优化分段改造方案及施工参数。⑥为了实现低压储层分段压裂后的有效返排，优化配套了气举和液氮助排技术。所形成的技术体系在以H8井为代表的边部开发井获得了应用并获得突破，H8井分段压裂后的产量是邻井产量的11倍。目前共完成了8口井的现场试验，实现累计增产原油11×10⁴t。实践表明，对于直井开发效益低的低渗透、薄层边际油藏，采用以分段压裂为主要手段的地质工程一体化技术模式，可以实现此类油藏的有效开发。

松辽盆地南部扶余致密油是上生下储式"倒灌"成藏，在油气充注不足的背景下形成了大面积连片分布的致密岩性油藏，储层非均质性强、渗透率低（<0.5mD）、含油饱和度低（<50%）、含水高（>80%）、可动流体含量少（<20%）等特征导致其很难实现效益开发。近几年随着致密油成为主要的勘探开发对象，为了加快致密油的开发动用节奏，通过油藏精细解剖，明确了构造背景有利、储层气油比高两个富集高产因素，以此为基础深入开展"地震甜点""开发甜点""压裂甜点"刻画技术研究，提高了致密油水平井的钻探效果和改造效果。与此同时，依托于项目部新的运行机制、一体化管理模式及市场化运作方式，在低油价下，推动松辽盆地南部乾安地区扶余致密油实现了效益开发。

大庆油田致密油储层分布广泛，资源潜力巨大，为促进大庆油田致密油藏的有效开发，探索了地质工程一体化的压裂施工模式。以提质增效为核心，通过平台井压裂方案的整体优化，将地质、钻井、压裂、作业施工紧密结合，实现了致密油储层改造规模最大化。采用集约型的工厂化施工方式，现场用工人数缩至26人，占地面积节约77%，利用一套车组完成芳198-133区块9口水平井154段压裂施工，用时仅32天，大幅提升了施工时效；通过该区块的探索应用，形成了一套具有大庆特色的工厂化压裂施工标准。芳198-133区块经过改造后，生产158天，累计产油1.55×10⁴m³，单井平均日产油38.1m³，相比同区直井措施产量提升14倍，达到了预期的增产效果。通过增能提效，使综合施工成本降低36%，实现了试验区致密油藏整体动用和经济有效开发，对大庆油田其他致密油区块增产改造具有重要的指导和借鉴意义。

与成功进行页岩气开发的北美地区及四川盆地内勘探开发区块不同，昭通国家级页岩气示范区具有微幅度构造及裂缝发育、应力条件差、箱体厚度薄等特点，水平井钻井中轨迹控制难度大，页岩气高效开发难度高。综合地质工程因素，统筹考虑，进行轨迹优化控制，以经济效益为前提建立钻井提速提效模式。其核心在于通过钻前分析、钻中优化、钻后评价，不断探索优质页岩储层空间展布规律、优选技术方案，采用元素录井+随钻伽马控制技术、地震逐点引导技术、蚂蚁体+视极性工程预警技术和导向工具优化组合，实现箱体的准确着陆及水平段的精准穿行，有效保障了水平段优质储层钻遇率和轨迹平滑，钻井品质不断提升，为实现单井高产打下坚实基础，地质工程一体化导向技术现场应用效果显著。

胜利油田致密油储量丰富，储层埋藏深、物性差、岩性复杂，常规压裂后产量低、递减快，开发效益差。通过技术攻关和配套完善，形成了适合于致密油储层的组合缝网压裂等压裂新工艺，在提高改造体积的同时，大幅度提高裂缝导流能力，提高压后效果，并针对纵向多层系油藏特点，形成了水平井多级分段压裂和直斜井多级分段压裂两类改造模式；研发了可以在线连续混配施工的速溶型低浓度瓜尔胶压裂液体系，以及可与地表水、热污水混配、可回收再利用的乳液缔合型压裂液体系，有效解决了大规模连续施工压裂液的配置、水源等问题；同时完善了井工厂实施模式和裂缝监测技术。应用该技术成功开发了Y227、Y22、Y104等致密油区块，大幅度提高了单井产能、延长了有效期，提高了区块开发效益，带动了一批难动用储量投入有效开发，大幅提高了胜利油田致密油藏经济有效动用程度。

玛湖油田致密砾岩油藏油气富集、开发潜力巨大，但成藏条件复杂、岩性致密、储层物性差、非均质性强、砂体跨度大，压裂面临着起裂困难、裂缝复杂程度低、有效支撑难度大、稳产能力差等挑战。针对油藏地质特征与改造难点，秉承"缝控储量"的理念，拓宽非常规油藏体积压裂认识，通过5年的探索与实践，集成了以细分切割为主要特点的致密砾岩油藏水平井体积压裂技术系列。通过速钻桥塞分段、小裂缝间距分簇射孔、大排量逆混合注入相结合，确保段内多簇裂缝高效起裂延展；组合加砂工艺与大液量滑溜水替代瓜尔胶入井相结合，在改善裂缝纵向及远端支撑剂铺置效果、提高裂缝导流能力的同时，实现地层增能蓄能；从而实现了致密砾岩储层的体积改造，确保了压裂改造的长期有效。该项技术目前已在玛湖全区的勘探、评价与产能建设领域推广应用，累计在11区块实施水平井86井次，改造后水平井增产稳产效果显著提升，取得了玛湖致密砾岩油藏效益开发的突破，有效推动了玛湖油田的整体开发和规模效益动用。

细分切割体积压裂技术已在玛湖11个致密砾岩油藏应用118井次，验证了工艺的针对性和可操作性，压裂工程参数指标不断取得突破，水平井生产效果显著提升，但合理压裂工程参数与最优生产效果间的匹配关系仍不确定。为了优选合理的工程技术参数范围以指导后续水平井压裂设计，也为了提高致密砾岩油藏开发综合效益，开展体积压裂技术适应性研究。通过数据统计和趋势预测等分析手段，将水平井压后产量、压力等生产数据与体积压裂方式、完井压裂工艺、裂缝参数、压裂规模、压裂材料选型等压裂工程参数相对应开展分析。研究表明，针对物性较差的常压油藏，合理的压裂裂缝间距为25~35m，合理改造规模为加砂强度1.2~1.5m³/m、砂液比（1：17）~（1：20）；针对物性较好的异常高压油藏，合理的压裂裂缝间距为40m左右，合理改造规模为加砂强度1.0~1.2m³/m、砂液比（1：15）~（1：17）。同时证明，精准定点有控压裂可在同等条件下将改造效果提高20%以上；在油藏埋深小于3500m、闭合应力低于55MPa的区块，石英砂可有效替代陶粒，具备进一步扩大应用规模的条件。

三塘湖盆地马56区块致密油前期采取水平井体积压裂改造后，仍有大量的地质储量无法得到有效动用，整体采收率只有3%，各井间和缝间仍有大量剩余油可供挖潜。为了进一步提高区块致密油单井产量以及采收率，在研究和总结国内外致密油藏体积压裂效果的基础上，采取地质工程一体化攻关，针对性地提出了高密度布井+细分切割体积压裂的技术路线，即通过对井网及人工裂缝实施双加密的方式，实现井筒及裂缝对整个储层地质储量的"全覆盖"，最大限度提高储层的动用程度。配套形成了井网加密、长水平段钻井、细分切割交错布缝、注水蓄能及低成本体积压裂5项关键技术。现场推广应用41口井，有效率达100%，平均单井日产油26.2t，累计产油量较前期基础井网提高39.7%，实现了效益开发，为区块致密油藏提高单井产量和采收率提供了技术支持。