南海西部复杂断块低渗油田整体储量规模大，是南海西部油田下一步产能接替的重点靶区，但断块小、油藏埋深大，储层复杂，高效开发难度大。针对储层非均质性强，平面储层变化快，储层物性主控因素复杂问题，采用精细油藏描述技术精准预测“甜点”储层的展布，为低渗储层开发井的部署指引方向；为解决低渗油藏水敏严重常规注海水开发效果差难题，攻关注气重力辅助驱及纳滤海水驱替技术，建立低渗油田有效驱替技术系列，完善注采井网，提高驱替效果；为应对海上平台井槽资源受限问题，采用少井高产技术，利用复杂结构井，有效提高单井波及范围。同时，研发低渗油田高效开发配套技术，整合资源，盘活内部及周边区域潜力，为南海西部油田上产稳产奠定坚实的技术基础。

针对涪陵页岩气田一次井网开发后剩余气储量动用不充分的问题，立体开发地质工程一体化技术是提高气藏采收率，实现对剩余储量精准动用的核心手段。通过建立页岩气地质工程一体化高效开发新模式，创新形成页岩气建模数模一体化技术进行剩余气精细研究，明确页岩剩余气分布情况；通过地质工程双甜点耦合，明确穿行黄金靶窗，建立“资源+应力+天然裂缝”三位一体分层效益组合体划分标准体系；基于剩余气差异化分布形态，建立“地质—钻井—压裂—地面协同优化”钻井与压裂优化设计流程；通过实时监测进行钻井轨迹与压裂施工的动态调整，建立一体化数据共享平台及实时决策系统。立体开发地质工程一体化技术指导焦石坝区块预期采收率从12.6%提高到23.3%，立体开发区采收率达39.2%。该技术的应用使页岩气钻采投资、10×10⁸m³产能建设投资及开发成本逐年缩减，有效指导了涪陵页岩气田提高采收率与高效开发。

川西新场—合兴场须家河组天然气资源丰富，中国石化探区保有探明地质储量超1700×10⁸m³，储层具有气藏埋藏深（4500～5500m）、地层压力高（压力系数为1.4～1.7）、地层破裂压力高（110～165MPa）、特低孔隙度（平均孔隙度为3.7%）、特低渗透率（平均渗透率为0.07mD）的“一深两高两低”特点，为天然气成藏地质理论认识及高效开发带来了多重挑战，制约了气藏的勘探开发进程。以地质工程一体化融合实践为攻关思路，深化致密砂岩气输导体成藏认识，明确成藏机理及富集高产规律，以地质甜点发育模式深入解剖为切入点，阐明气藏甜点形成机制，建立甜点地质模式，抓住裂缝和储层地震精细刻画和定量预测技术、优化钻井及储层改造等关键技术，开展地质—地球物理—钻完井关键技术的地质工程一体化协同攻关与技术—经济一体化目标实践，技术序列的成功应用支撑气田规模上产，已累计新建产能超10×10⁸m³，保障合兴场气田新增探明地质储量超1300×10⁸m³，进一步证实了地质工程一体化是低品位气藏有效开发的必经之路，推动了川西须家河组气藏的效益开发进程，为致密难动用储量，特别是深层致密气的勘探开发提供借鉴。

济阳坳陷为中国东部典型的陆相断陷盆地，古近系沙河街组沙四段—沙三段沉积一套巨厚的中低成熟度页岩油储层，资源量超100×10⁸t，目前处于评价试验阶段，勘探开发前景广阔。针对陆相页岩油岩相复杂、储集空间多样、非均质性强、烃源岩厚度大的特点，以地震、测井、录井、取心及实验分析等资料为基础，开展烃源岩有利岩相、储集性、含油性、可动性、可压裂性“四性”评价，通过评价井部署和井组先导试验实施，形成以甜点立体评价、井网立体优化、水平井立体压裂为核心的评价技术，落实资源潜力及技术适应性，为优选建产区带、实现规模化开发产能建设提供重要支撑。通过博兴、牛庄和民丰等地区立体评价试验，落实甜点评价标准可靠性、井距层距合理性和压裂工艺适应性，建成中国石化首个10万吨级页岩油先导试验井组，有力支撑了济阳陆相断陷湖盆页岩油国家级示范区的高效建设。

塔里木盆地顺北油气田埋藏深度为7300～9000m，脆性地层破碎形成的缝洞型储层沿高陡走滑断裂带发育，断裂破碎带内部非均质性极强，且流体性质差异大。面对这类超深复杂的断控缝洞型油气藏，高效成井面临世界级挑战，单井费用高，效益开发难度大，没有现成的经验、技术可借鉴。顺北油气田以项目管理为抓手，建立了顺北油气田独有的“五有五提升”地质工程一体化管理模式，创新形成了“少井高产”七要素关键技术。近几年，少井高产地质工程一体化实现了质的飞跃，落实了4号、8号断裂带2个亿吨级资源阵地，新增石油探明储量为1.53×10⁸t、天然气探明储量为1620×10⁸m³，4号断裂带共部署井位20口，两年建成了130×10⁴t油当量产能阵地。与2016年开发动用的1号断裂带相比，高产井成功率提升了35%、单井产能提升了316%、单井发现探明储量提升了55%，实现了高效勘探，效益开发，其经验对其他同类型油藏开发具有较好的借鉴意义。

四川盆地德阳—安岳裂陷槽寒武系筇竹寺组超深层页岩储层地层时代老、埋藏深度大、热演化程度高，勘探开发难度大，国内外尚无可直接借鉴的经验。为此，基于地质工程一体化理念，探索建立筇竹寺组“部—钻—压—采”一体化高产井培育关键技术体系：（1）一体化井位部署，深化筇竹寺组“裂陷槽控藏”认识，明确优质储层分布模式，明确高产井实施技术界限，支撑井位优化部署；（2）一体化钻录定导，基于地质工程参数综合评价，优中选优确定靶体，优化井轨迹，强化地质钻井一体化精细管理，保障优质储层钻遇率；（3）一体化压裂增产，基于一体化压裂模型优化压裂设计，形成“促复杂+扩体积+强支撑+防套变”压裂工艺，有效实现裂缝均匀开启、高效扩展、全域支撑及储层改造体积最大化；（4）一体化精细返排，形成“四因子”返排增产技术，结合精细排采分析平台，实现降低储层伤害与气井增产“双突破”。基于上述技术体系，资201井首次在国内寒武系4500m以深的页岩储层测试获得高产工业气流，威页1H井成功实现高产井复制，初步落实埋深5000m以浅有利区面积近3000km²，资源量近2×10¹²m³。所形成的高产井培育技术和方法，为破解寒武系超深层页岩气规模效益开发难题奠定了坚实基础。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段发育一套以富有机质泥页岩为主夹砂质沉积的烃源岩层系，其中长7段源内夹层型页岩油已取得勘探突破并实现规模效益开发，但页岩型页岩油前期研究相对较少，是否具有勘探开发前景还不够明确。为此，以长7段烃源岩为研究对象，开展基于岩心分析化验、测井资料解释的烃源岩源储特征评价和矿场开发试验，用以评价胡尖山地区长7段页岩型页岩油勘探前景。长7段岩心测试分析表明，页岩主要发育粒间孔、晶间孔及有机质孔，常见层理缝及有机质收缩缝，游离态轻质油主要赋存于粒间孔及页理缝；运用多溶剂连续分步抽提方法实验结果表明，长7段页岩中游离态轻质油比例可达到54.3%。通过地球化学特征分析，长7段页岩平均TOC为14.03%、平均生烃潜量为57.73mg/g，为优质烃源岩；有机质热演化程度较高，平均R_o为1.08%、平均T_max为450℃；岩石热解可动烃含量达到4.34mg/g，表明页岩型页岩油具有良好的资源基础。研究区长7段页岩有机质类型好、有机质含量高、岩石可压裂性好，盆地内直井试油试采表明页岩含油性较好，利用岩石热解法估算该地区页岩型页岩油可动烃资源量为4.1×10⁸t，综合认为研究区页岩具有水平井体积压裂提产的勘探开发前景。

川南页岩气地质工程一体化技术不仅成功地解决了复杂地质条件下的工程挑战，还显著提高了单井产量和预估最终可采储量（EUR）。概述了川南页岩气地质工程一体化的基本概念、核心内涵及其技术体系，并提出了适用于不同区块不同条件的高产井培育方法。研究结果表明：(1)所形成的地质工程一体化技术体系为页岩气井全生命周期的方案设计、现场实施提供了重要的决策依据和指导，有效解决了“压窜”“套变”等瓶颈问题，泸州区块套变率降低了19%，压窜率降低了31%；(2)持续迭代更新地质工程特征认识和一体化模型，可以显著提高设计的精准性、可靠性、吻合性、有效性；(3)实施地质工程一体化高产井培育方法，可大幅提高单井产量，其中长宁区块单井平均EUR提高到1.30×10⁸m³，增幅26%；渝西区块单井平均EUR提高到1.53×10⁸m³，增幅36%。高产井培育方法已在川南页岩气的不同区块得到推广应用，并取得了显著的成效，验证了该方法在提升单井产量和经济效益方面的重要性，也可为国内外非常规油气藏的规模效益开发提供借鉴。

多平台大范围规模布井是非常规资源高效动用的关键。由于黄土塬地貌特征和林缘区、水源区的限制，鄂尔多斯盆地庆城三叠系延长组长7页岩油的布井模式存在局限性。为进一步实现平台动用储量最大化，创新提出扇形井网布井方式。文章采用地质工程一体化方法，探究扇形井网不同布井方位对裂缝扩展和产能的影响，对扇形井网开展相应的裂缝间距和压裂次序优化，同时结合实际案例分析扇形井网下的压裂特征并对产能效果进行对比。研究结果表明，斜交水平井（水平段井轨迹与最小水平主应力夹角大于或等于15°）与常规水平井（水平段井轨迹与最小水平主应力夹角小于15°）相比，预测产能随偏转角度（布井方向与最小水平主应力方向的夹角）的增大而减小，当偏转角度大于45°时，产能差异进一步放大，同时模拟结果下的经济评价情况表明，当偏转角度为90°时，经济可行性最差，不建议布井；扇形井网模式下通过扩大裂缝间距和采用“从外到内”的压裂次序可以提高预测产能；斜交水平井裂缝首先沿垂直井筒方向延伸且震级较大，但在远场尺度下最大水平主应力方向仍然是裂缝扩展的主导因素；与常规水平井相比，斜交水平井储层改造体积小，但裂缝复杂程度高，缝网改造更充分；对比实际投产效果来看，斜交水平井累计产量低于常规水平井，但液面高度高且目前日产油量接近，存在一定开发潜力。

珠江口盆地作为中国海上低渗油气的重要成藏区，低渗油气资源量巨大。陆丰凹陷L44油田是南海东部首个整装压裂开发的低渗油田，为提升开发效益，采用压裂等储层改造方式，但压裂后存在改造规模未达预期、裂缝起裂机理认识不清等问题。建立了一种基于地震解释、测井、地质相结合的海上低渗油田地质工程一体化建模方法，使裂缝扩展延伸更加准确。对研究区开展了三维地质力学建模和地质工程双甜点优选，提出了适用于海上低渗油田压裂设计的储层射孔段长度上限，对C3 井重新进行了压裂方案设计和产能模拟，经二次压裂投产后产量水平与设计预期基本相符。研究结果表明：（1）低排量条件下，射孔段长度由4m增至16m，单段裂缝长度平均减少30m，前5年单井累计产能减小88%；（2）射孔段长度的增大对改造规模起到抑制作用，射孔段长度大于6m时，改造范围大幅减小，射孔段长度小于6m时，改造范围减小幅度不大，最优射孔段长度不应大于6m；（3）射孔段长度小于6m时，施工排量每提升1m³/min，储层改造体积平均增幅为10.97%，提高施工排量可实现进一步增大压裂改造体积的目标。建立的海上低渗油田地质工程一体化建模方法为南海东部低渗油田的开发方案和压裂方案设计提供了全新认识，有利于提升油田开发效益。

东海盆地西湖凹陷平湖斜坡油气纵向富集差异受断层控制作用明显，但断层活动期与成藏期匹配关系差，油气成藏时断层处于不活跃期（简称静止断层），明确油气沿静止断层垂向运移特征及影响因素，可以为西湖凹陷或相似地区油气勘探提供理论依据。为此，综合测井、录井、地震等资料和包裹体均一温度及盐度、岩石热解等分析测试数据，研究平湖斜坡油气供烃层系与成藏期次，确定油气沿静止断层垂向运移特征及影响因素。结果表明，平湖斜坡供烃层系为宝石组和平湖组好—优质的成熟烃源岩，油气纵向上主要富集于平中段—平上段，具有下生上储的运聚特征。存在玉泉组—柳浪组沉积期和三潭组沉积期至今两期油气充注，断层主要活动时间为宝石组—龙井组沉积期，与成藏期匹配关系差，油气晚期沿静止断裂带发生了垂向运移。油气能够沿静止断层垂向运移的影响因素包括断裂带宽度、烃源岩层压力和断裂带排替压力。研究区断裂带宽度分布在138～288m之间，与油气垂向运移距离呈正相关关系。烃源岩层压力经历了复杂的演化过程，成藏期压力略低于现今，但已发育弱超压或超压，现今和成藏期压力系数越高，油气垂向运移距离越大。断裂带排替压力主要分布在0.2～3.5MPa之间，与油气垂向运移距离呈负相关关系。基于3个影响因素与油气垂向运移距离的相关关系，建立了断层垂向输导能力定量评价公式，评价结果与油气最大运移距离具有明显的正相关性，据此确定了平湖斜坡有利勘探层系为F2和F5断层附近的平湖组和花下段。

鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长７段页岩油储层主要为深湖相泥页岩和重力流砂体的交互沉积，储层的分布在纵向和横向上均复杂多变，单砂体厚度薄，同时又受到天然裂缝的影响，对该区科学压裂、生产提出了一系列挑战，压窜、砂堵等工程问题与降本增产成为目前重要攻关方向。文章总结了近两年来针对该区天然裂缝刻画方面的工作和认识，以及在压裂改造方面的最新理念和对策。在综合地质研究的基础上，建立三维精细地质、油藏和地质力学模型，进行合理的压裂设计、施工、压裂后分析和计算机模拟，更好地了解天然裂缝和水力裂缝之间的相互作用和水力缝的扩展规律，达到定制化的压裂设计和施工优化。最终实现施工井与同平台邻井在产量相当的情况下，支撑剂的用量减少20%左右、压裂液用量减少10%左右。这种地质工程一体化工作流程使“一井一策”和“一段一法”真正落到实处，从长远来看，这将成为鄂尔多斯盆地陆相页岩油达到单井和井场EUR最佳效果的基础性技术保障。

基于四川盆地南部（即川南）地区深层页岩气的开发实践，以负面冲击为主的井间压裂窜扰严重影响了开发的效率和效益，对深层页岩气的长效开发提出了较大的挑战。为了预防深层页岩气水平井压裂窜扰问题，以四川盆地南部泸州区块为例，通过储层地应力场反演和天然裂缝识别，明确地应力和天然裂缝的组合特征，及其对水力裂缝扩展的影响。在此基础上，根据已窜扰水平井压裂过程中的微地震监测结果进行对比验证，通过体积缝网形态的展布特征揭示水平井压裂窜扰形成的内在机理。最后，基于UFM模型建立多井复杂裂缝扩展模型，重点分析多簇裂缝的竞争扩展规律，为预防页岩气水平井压裂窜扰提供理论依据。研究结果表明：地层凸起区域具有水平地应力值较小、条状天然裂缝较发育的双重特征，易诱导水力裂缝向该区域扩展，是川南深层页岩气水平井压裂窜扰的关键地质因素；由于多簇裂缝竞争扩展，大尺度条状裂缝对水力裂缝具有明显的诱导和捕获作用，使某簇裂缝或某侧裂缝过度扩展，导致水平井间裂缝沟通、形成窜扰。

鄂尔多斯盆地太原组石灰岩资源丰富，是长庆油田天然气勘探开发的重要接替领域。但由于储层致密、厚度薄、酸岩反应速率快等因素，以往多种酸压工艺均未能获得产量突破。为此，转变增产技术思路，强化裂缝扩展规律实验研究、压裂液及关键材料研发配套、体积压裂模式精细刻画，形成“多段少簇密集造缝、酸压—加砂双元复合”为一体的水平井复合缝网加砂压裂技术。通过开展大露头压裂物理模拟实验，结合储层地质特点及岩石力学特征，明确储层高脆性、低两向水平主应力差、微裂缝发育特征，采用体积压裂工艺能够实现复杂缝网改造；集“深度酸压+大规模加砂”双重技术优势，构建“水力缝网+ 酸蚀裂缝”相结合的高导流裂缝流动通道，结合水平井密切割压裂大幅提高裂缝改造体积；针对石灰岩高杨氏模量、高破裂压力、高裂缝延伸压力、低裂缝宽度的三高一低特征，通过提高套管承压等级、差异化裂缝铺砂设计，形成多尺度小粒径连续加砂模式，解决了高杨氏模量储层加砂难问题；基于基质、壁面、裂缝三级伤害评价，研发低伤害变黏滑溜水体系，实现高杨氏模量储层造缝、成网、携砂需求。现场试验4口井，平均单井产量为59.7×10⁴m³/d，较酸压直井提高5～20倍以上，增产效果显著。目前，水平井复合缝网加砂压裂技术已成为太原组石灰岩水平井储层改造的主体技术，为该类气藏的勘探突破及有效开发提供了有力的技术保障。

油气资源丰度是资源评价的关键参数之一，确定油气资源丰度对油气资源评价具有重要意义。通过对中国重点盆地石油资源丰度和天然气资源丰度进行统计分析，明确了中国各大油气盆地的常规油气总体上以中、低资源丰度为主，且多为特低、低资源丰度，只有少数几个优势区块才具有高资源丰度。在此基础上，分析了影响油气资源丰度的地质因素，筛选了生烃强度、圈闭面积系数、区域不整合次数3个主控因素。分别基于前陆盆地、克拉通盆地和裂谷盆地，建立了以3个主控因素为主，适用于常规油气的资源预测模型，将该模型应用于3类盆地6个凹陷中，计算资源量与第四次油气资源评价结果比较接近，表明该预测方法具有操作简便、结果可靠、便于推广的优点，可以对数据不太丰富、勘探程度不高的地区进行前期常规油气资源预测。