发挥一体化优势是集团公司部署的重要工作，是保障国家能源安全的坚定行动。近年来，中国石化上游企业围绕油气藏经营价值最大化，充分的发挥一体化优势，积极探索价值引领、合作共赢、协同发展的路径模式，构建了一体化规模效益增储建产新模式，创建了难动用储量一体化规模高效动用新范式，技术装备一体化攻关应用迈上新台阶，资源资产一体化共享见到新成效。本版展示相关企业的生动实践，敬请关注。
在商541区块，胜利油田技术人员与胜利石油工程钻井实施工程人员探讨技术方案。朱克民 摄
陆上，4.2天、2.5天，商541、滨37区块接连刷新钻井周期纪录；海上，101.2吨，埕北208B-P2井刷新胜利海上稠油单井日产纪录……
从陆地到海洋，胜利油田和胜利石油工程合作开发呈现多点突破的良好态势。双方累计合作动用储量1.45亿吨，建成产能176.7万吨/年，实现了难动用储量在油价40~50美元/桶条件下的效益开发。
曾经，胜利油田的很多难动用储量因区块效益评估、工程定额等因素成为“鸡肋”。
为了释放这些储量，2018年，胜利油田和胜利石油工程出台《胜利油田分公司难动用储量合作开发管理办法》（1.0版本），首次在难动用储量开发上开展合作，一同承担可能带来的风险。2022年，2.0版本将合作范围由难动用储量扩展至“双低”及高成本单元。2023年，3.0版本深化“风险共担、合作共赢”，胜利石油工程独立承包，自主决策、自主运营，按照市场油价进行效益分成，合作分成收益更大。
在合作开发过程中，双方建立以运营权流转、项目化管理、市场化运营、运行保障为核心的4项机制，变甲乙方为合作联合体，形成了“风险共担、合作共赢”的开发新模式，一些边际储量得到释放。
“甲乙方就是合伙人，目标同向，有了共同做大产能的诉求。”集团公司高级专家万绪新说，“原来，工程公司与油井产能没关系，挣的是工程款；如今，单井产能必然的联系到工程公司的效益。”
谷雨时节，位于白莲湖畔的滨37井组现场，各类设备摆放整齐，员工各司其职，忙碌而有序。
地下是井，地面是景。滨南采油厂地质研究所主任师蒋成国说：“与其他井工厂不同，这里采用井口槽模式，是名副其实的‘地下井工厂’。”这正是双方一体优化、创新驱动的结果。
胜利油田和胜利石油工程积极拓宽思路、创新模式、团结协作、一体协同，实施运行部门合署办公、推动一体化深层次地融合，抓好地质工程、方案设计、运行统筹、工程监督、工作量释放和施工队伍资源等全方位优化。
2013年前后研究部署滨37井组，但因附近地面条件复杂，对环保、噪声等要求高，当时的技术条件难以满足需求，最终未能实施。
井口槽模式让白莲湖井工厂的开发迎来转机。技术人员抛开固有认识，积极应用物探新技术，重新刻画每一条断层，精细描述“地质甜点”，一头扎进海量的试油试采资料、监测资料和生产数据里，力争将源头设计优化到极致。
找准“地质甜点”与“工程甜点”的最佳结合点，双方以油藏地质为基础，以工程技术为手段，同向发力，推动机制、管理创新。
针对白莲湖地下井工厂设计造斜点较浅、稳斜段偏长等特点，他们引进高质量等壁厚大扭矩螺杆、高效PDC钻头、随钻划眼器等工具，同时地质工程协调运行，优化轨道类型，降低施工难度。
他们从源头优化滨37-5-斜2井方案设计，机械钻速提高132%。40569钻井队钻机月度进尺达11950米，创胜利石油工程月度钻速新纪录。
“我们探索形成了具有胜利特色的地质工程一体化模式。”胜利石油工程难动用项目管理中心副经理谢广龙说，“通过多专业融合协作，形成高效的组织运行模式和全过程质量管控模式，推动区块效益开发。”
为尽快破局，胜利油田与胜利石油工程坚持合作共赢理念，充分的发挥各自技术优势，将技术创新作为突破关键点，形成了提高单控、超前压驱、优快钻井、高效压裂技术系列。
2023年9月~2024年3月，短短半年，胜利海上稠油区块实现了从“不可能”到“可能”的跨越。埕北208B-P2井以日产油101.2吨的傲人成绩，刷新了胜利海上稠油单井日产纪录。这正是胜利油田与胜利石油工程一体化发展的新成果，提升了油藏经营价值、实现了整体利益最大化，打造了发展共同体、风控共同体、利益共同体。
一年前，钻机的轰鸣声打破了沉寂。发现30多年的商541区块迎来了开发的曙光，在一体化合作模式下，目前完钻26口井，18口井刷新纪录。胜利石油工程临盘钻井项目部经理、党委副书记韩忠文正是参与者之一，他说：“心往一处想、劲往一处使，高度的大局意识和强烈的合作意愿让井打得越来越快。”
“这种油藏开发难度大，始终没找到合适的开发方式。”胜利油田鲁明公司副经理姜忠新说，“合作开发‘救活’了这个区块。”
多年来，双方合作区块单井平均日产油6.6吨，每年百万吨产能投资大幅下降。
效果看得见：胜利油田连续稳产5年后，2023年实现原油产量箭头向上；胜利石油工程通过管理方式变革、创新提速，持续促进工作量释放，分成油创效超3亿元，钻机动用率提至92.4%。
积力所举，则无不胜；众智所为，则无不成。目前，胜利油田和胜利石油工程初步制定了三年的建产规划，合作新建产能100万吨/年以上。
“吃西餐的时候需要刀叉，整块牛排没法直接扒拉到嘴里，得用叉子固定、用刀切分，少一样就费劲。”西南油气副总经济师、投资发展部经理邓绍林说，“难动用储量就像一块大牛排，看得到、吃不了，油气田和工程公司就像叉和刀，协同合作才能把牛排吃进嘴里。”
西南油气在四川盆地及周缘地区拥有40个油气勘查和开采区块，七零八落分散在“聚宝盆”的边边角角，资源禀赋不优，大部分都是低孔、低渗、低丰度和非均质性强的低品位储量。
随着油气勘探向“两深一非”拓展，深层及常压页岩气、低孔低渗致密气、超深层碳酸盐岩气藏等难动用储量慢慢的变成为油气勘探开发的主阵地，效益建产难度极大。
在四川盆地，埋深3500~5600米的须家河组气藏分布范围广、资源潜力大，但储量丰度低且储层致密，90%的储量不能效益动用。其中，新场-合兴场须二气藏的勘探开发始于20世纪80年代，已提交探明储量2581亿立方米，历经30年4轮勘探评价，实施44口井，有效井占比仅23%，储量动用程度低，处于经济效益边缘，同类气藏也无规模效益开发先例。
“N95口罩能过滤的颗粒物直径为5微米，储层孔喉直径却不足1微米。”西南油气勘探开发研究院副院长杨映涛介绍，“川西须二气藏因超压、超致密、超晚期构造等地质难题，一直难以实现效益开发。”
2021年3月，西南油气和西南石油工程“双剑合璧”，本着风险共担、合作共赢的原则，采取工程承包模式，开启了新场-合兴场须家河二段气藏3亿立方米/年产能难动用储量合作效益开发先导试验，建设新场气田新8-2先导试验区和合兴场气田新盛101先导试验区两个合作开发区块，计划通过18口井新增动用储量104亿立方米、新建产能3亿立方米/年。
西南油气作为合作开发项目的投资主体，负责全过程监督管理，并对开发效果总负责，以实现项目基准收益率8%倒算单井投资，建立超产效益分成激励机制。西南石油工程作为项目建设方，统筹协调油气藏评价、优快钻井、储层改造、地面集输等工作，对项目质量、安全环保和实施效果管控负责，并承担特殊的比例投资风险。
新场-合兴场须家河二段致密气藏长时间无法有效动用，除了其超深层特低孔特低渗的“难搞天性”，地质认识不清也是一大阻碍——搞不清成藏富集规律，难以实现精准预测，效益建产目标不明，选区选层几乎靠运气。
30多年来，西南油气科研团队排除了大片“雷区”，积累了大量资料，组织地质-工程-技术一体化攻关，由量变到质变，迎来地质新理论的诞生——输导体成藏理论，证明了油气高速运移通道也能够储集规模巨大的天然气。
在新的地质认识指导下，断褶裂缝体有利区精细刻画技术、优质储层预测技术应运而生，最终确定开发先导试验方案。
西南油气就像那把叉子，指方向、控范围，只待利刃上阵。西南石油工程与西南油气共同成立专项协调工作小组和联合攻关团队，强化一体化运行，打破管理壁垒，缩短决策链条，共同优选开发方式，持续攻关储层改造关键工艺、低成本工艺，开展水平井、直井多层压裂合采等试验，紧密跟踪实钻情况，降低投资、提高效率。
2022年，合作实施的新8-2井区、新盛101井区7口井投产，平均单井日产气量达15万立方米，是方案设计的3倍，实现了原方案设计18口井新建3亿立方米/年产能的目标，并形成了适用于须二气藏的大规模体积压裂工艺技术。截至目前，西南油气与西南石油工程合作开发的18口井，已经投产15口井，动用储量187亿立方米，新建产能6亿立方米/年，累计生产天然气约10亿立方米，成功突破须二气藏难动用储量效益开发技术瓶颈，实现规模上产。
西南油气在其他区块也积极探索合作开发模式。2021年，西南油气页岩气项目部在前期威荣区块钻完井工程大包的基础上，将丁山区块石油工程建设项目大包给华东石油工程，累计投产9口井，超产146.16万立方米。
在川西陆相中浅层、深层、川东北陆相及页岩气等开发领域，西南油气存在大量难动用低品位储量，要实现能动用、动用好，需要持续在变革和创新中找出路。
围绕提高单井产能和经济可采储量，西南油气持续强化地质-工程-技术-经济一体化攻关，深化气藏高产富集规律研究，精细储层评价及剩余气分布研究，攻关扩大裂缝改造体积和低成本开发技术；加大力度扩大难动用储量合作开发范围，探索合作开发新模式，建立多种效益激励机制，在川东北、东峰场须家河千亿立方米探明储量区块继续深化合作，形成利益共同体，高效推进一体化研究部署、组织实施、协同攻关，将难动用储量转化为产量和效益。
胜利油田和胜利石油工程联合开展地质研究、方案优化、钻完井设计等，成立难动用项目管理中心，优化施工全产业链条，实现1.0、2.0、3.0版本合作模式的逐步跃升，合作开发目标由新区建产拓展到老区调整。
义184块低渗油藏效益开发：该区块分四期建产，共钻井86口，进尺超32万米，动用储量1508万吨，新建产能16.2万吨/年，地质认识不断深化、钻井周期持续下降、压裂改造提产提效，单井初产较优化前提高85%，平衡油价降幅58%，带动整个渤南洼陷沙四段未动用储量效益建产。
滨37北块革命性提速：通过集约化布井、模块化搬迁、专业化协作、批量化施工，滨37北块最短钻井周期2.5天，打破保持10年之久的2500~3000米钻井周期纪录。
济阳页岩油勘探突破与快速建产：应用“三级井身结构+精细控压钻井+高温旋导+降温设备”优快钻井技术，日进尺“1英里”成为常态；应用“二氧化碳预处理+前置酸+多尺度裂缝扩展+全尺寸支撑”密切割组合缝网体积压裂技术，复杂缝网体积（ESRV）扩大26%。
和中原石油工程采取产量分成方式合作开发8个区块，完钻67口井，累计进尺9.3万米，双方联合开展微构造精细刻画、单砂体解剖、剩余油精细描述等油藏研究，恢复动用地质储量298万吨，新增、恢复产能3.2万吨/年，累计产油14.9万吨。
卫4块高含水油藏低成本开发：双方联合精细刻画出3个圈闭和8个单砂体展布特征，找出剩余油富集区12个，部署井位10个，进行老井井位、井身轨迹等一体化设计优化，采取老井侧钻、老旧设备复用、采出水回注等降本措施，实施侧钻井7口，钻井周期缩短5.84天，单井投资节约超百万元。
西南油气联合石勘院加强地震地质一体化攻关，创新形成了断褶裂缝体甜点精细刻画技术、地质工程一体化高效井位部署，大幅度提高有利区钻遇成功率。
西南油气和西南石油工程采取工程大包方式合作开发两个区块，形成了高应力储层大规模体积压裂技术，推动须家河组规模储量有效释放，动用地质储量134亿立方米，新建产能6.7亿立方米/年，用7口井达到18口井设计产能，实现“少井高产”，支撑提交1330亿立方米探明储量。
江汉油田和江汉石油工程采取工程大包方式完成3个平台10口井，动用地质储量46.3亿立方米，新建天然气产能1.46亿立方米/年。2024年深化合作，从一体化大包向超产分成延伸。
河南油田和华北石油工程采取工程大包方式，2021~2023年累计钻井35口，进尺5.1万米，动用地质储量335万吨，新建产能6.2万吨/年，累计产油2.9万吨，实现春17井区储量有效动用。
经纬公司与各油气田分公司联合成立老井复查专家组，选派98名工程师与油气田分公司专家联合办公，共复查老井3466口，对288口井提出测试建议，其中89口井的建议被采纳、53口井获工业油流。
“示范井工程”累计完成33口钻井、8口压裂示范井和5个示范区，钻井周期较设计缩短22.7%，压裂效率提升13.9~72个百分点，压后产量提升28%~91.5%，刷新96项工程纪录，形成15项推荐做法，有力支撑了难动用储量效益开发。
4月14日，中国石化国内上游“示范井工程”红页16-5HF井顺利完钻。该井完钻井深5650米、水平段长2050米、钻井周期57.83天，刷新红星区块“瘦身井”钻井周期最短、平均机械钻速最快等8项纪录，其中全井优质目的层穿行率达93.2%，为后续储层压裂改造奠定了良好基础，为红星区块高效开发树立了标杆，标志着江汉油田“大上游”一体化工作初见成效。
为共同推进油气大突破，今年，江汉油田联合江汉石油工程、中原石油工程、胜利石油工程、石化机械、经纬公司，立足“大上游”，增强“一家人、一条心、一盘棋、一起干”的意识，坚持“资源开放共享、效益共创共享”理念，融合优势资源，强化团结协作，大力实施一体化合作开发，攻克技术难关，形成技术体系，快速推进资源变储量、储量变产量、产量变效益，实现互惠互利、合作共赢。
红星区块油气资源丰富，是江汉油田增储上产的重要阵地，但长兴组、茅口组和吴家坪组地层可钻性较差，对钻头高效破岩、提高机械钻速提出了严峻挑战。特别是吴家坪组随着埋深增加，各向应力呈现逐渐增大趋势，且纵向应力差异变化大。简单来说，就是上部地层易漏、易垮，下部地层岩石难破碎难钻，极大阻碍了钻井施工进度，各石油工程企业的主动性和积极性受到影响。
“一体化合作推行得恰到好处。只有整条线上互相关联的单位都从源头参与进来，发挥各自优势，共同寻找破题的最优解，才能实现事半功倍。”江汉油田工程技术管理部经理张玉强说。
红页16-5HF井正是这块“试验田”。在方案设计阶段，江汉油田就联合石油工程公司、石化机械等单位，结合红页16平台地质岩性特征、目的层轨迹特点、整体轨道设计等方面情况，集思广益，共同研讨红页16-5HF井钻井提速提效的技术方案。
根据前期压裂改造施工的经验，江汉油田地质和工程方面的专家提出，在水平段钻进期间，红页16-5HF井须穿行一层厚度只有20~30厘米的高硅质高硬度页岩层，才能确保后续压裂后上下地层能够连通，从而形成复杂缝网，提升气井产量。
这种水平段穿行模式在2023年红页7HF井的施工中得到过印证。当时，红页7HF井水平段后半段穿行该页岩层，试气产量达到32.35万立方米/日，创该区块最高纪录。如果红页16-5HF井后期压裂可以在一定程度上完成更高试气产量，该区块就能释放更多井位，不仅各实施工程单位的工作量得到一定效果保证，而且该区块资源整体动用率也将逐步提升，最终形成螺旋上升的良性循环。
这一方案确定后，各单位专家积极做出响应，围绕钻井提速提效、定向工具选择、钻头钻具优化设计等出谋划策，最终经过5次优化完善，为红页16-5HF井量身打造了一套钻井提速提效技术方案，同时对标红星区块最优指标，确定了该井的钻井周期及机械钻速指标。
要在地下几千米的水平段钻井施工中穿过一层厚度只有20~30厘米的高硅质高硬度页岩层，难度极大，完成不好，不仅会延长钻井工期，而且势必增加成本。
借助“大上游”一体化合作模式，江汉油田建立了配套的效益分成机制，随着气井产量提升、口井利润增加，给予施工方相应补贴。这一举措大大调动了各方的积极性。在红页16-5HF井施工过程中，各单位打破壁垒、相互信任，主动参与合作，研究新工具、应用新工艺、采用新技术，共同破解工程项目施工难题。
在水平段钻井施工期间，江汉油田工程、地质技术人员认真分析地层产状、地层资料，针对邻井施工中存在的漏失、垮塌问题，制定了针对性的防漏、防垮技术措施；石油工程公司钻井工程和钻井液专家针对难钻层位实时调控钻井液性能，合理优化钻井参数，制定了适宜的优快钻井和故障预防技术措施；江汉测录井分公司选派经验比较丰富的技术专家充分调研邻井地质资料，建立精细地质模型，优选高性能导向工具，应用“五图一表”跟踪方法，确保储层平稳穿行；面对高硅质高硬度地层难题，石化机械江钻公司针对性研发高效破岩PDC钻头，并安排人员现场跟班、动态分析、实时改进，有效提升了钻井机械钻速。
最终，在各方一起努力下，红页16-5HF井钻井周期仅57.83天、平均机械钻速9.57米/小时，相比区块最优指标，钻井周期缩短23%、平均机械钻速提升4%，全面实现了预定目标，而且复杂故障时效大幅降至1.61%，为红星区块后期释放更多工作量、推动页岩油气低成本高效开发提供了有益借鉴。
问：地质工程一体化有何深刻内涵？对实现上游企业合作共赢协同发展有何重要意义？
答：地质工程一体化是指将地质学、工程学、环境科学、信息科学等多个专业相关知识与技术有机结合，综合运用地质工程领域的理念，目的是通过对地质环境的综合研究、工程设计、工程项目施工、运维管理等全过程的系统管理，实现地质工程建设项目的可持续发展，以及满足人类对土地、资源的利用和开发需求，同时维护自然环境的完整性和稳定能力，规避工程风险。
地质工程一体化是油气勘探开发长时间坚持的一种管理方式。深化从物探解释、地质认识、井位部署、钻井地质设计、钻井工程设计、完井方案及测试设计、压裂设计，到采油气及排采制度、产液剖面测试、压力恢复测试等大循环的一系列认识，互相支持、互相验证，为开发方案的确定提供科学依据。
页岩油气的开发促使了地质工程一体化理念的成熟，逐步向技术体系推进。立足地质、钻井、完井、储改四大工程的技术协同，以强大算力为手段，以油藏表征、地质建模、地质力学、油气藏工程评价为核心，以工程技术迭代为支撑，实现页岩油气的有效开发。
答：2022年4月，为推动石油工程“四提”工作再上新台阶，油气和新能源板块研究决定开展“示范井工程”建设，推动示范变规范、标杆变标准，引领工程技术、装备、管理和组织运行水平持续提升，建立了油田部示范井一体化专家工作室，各油气田分公司也建立了一体化专家工作室，分别支持了胜利油田牛一井区等的钻井与压裂，西北油田塔河12区、顺北等超深井的钻完井作业，西南油气新场须家河组、中江沙溪庙组的产能建设，江汉油田示范井与红星页岩油气的开发等。两年来，国内上游企业累计完成41口示范井（钻井33口、压裂井8口）建设，建成5个高效示范区，创96项工程技术新纪录，锤炼了一批设计、监督及施工队伍，有力推动了重点油气增储上产领域高质量勘探和效益开发。
在示范井工程建设中，积极引进先进的技术，集成推广成熟技术，加快关键技术攻关突破，组织对两批示范井进行回顾性评价，建立了56个区域技术模板，优化形成了32项钻完井技术、15项区域推荐做法。
答：地质工程一体化是把传统的地质与钻井遇到的障碍和矛盾，转化为一个相容的技术迭代、技术协同的过程，实现一体化研究、一体化设计、一体化实施和一体化迭代。常非一体的地质工程一体化迭代，就是结合实际钻井资料，以及压裂曲线、地震监测、油气井生产数据，不断迭代更新地质模型、产能模型，改变钻井设计、施工和压裂方式，在数字化的支持下，再造新的认识方式和手段，实现储量的最低成本和最大程度动用。
地质工程一体化的实现路径是以工程技术为主导、地质认识为载体的实施过程管理，是创新链、产业链、资金链和人才链“四链”的深层次地融合，是复合型决策人才与机制的培养和形成过程。
下一步，应重点加强技术协同和技术迭代。技术协同要求破除原有“技术条块分割、管理接力进行”模式，立足工程实施过程与地质认识的闭环效应，把指标变成常用的技术序列，把初产、累产、压裂规模、表面体积转化为提高采收率的能力。技术迭代要求通过技术的应用和创新，形成标杆化的提升设计模板并迭代创新，让工程技术更容易实现地质目标，大大降低总成本。
问：要推进国内上游一体化发展，石油工程公司应如何发挥自身优势，实现油气资源协同开发和利用？
答：石油工程公司最大的优势就是拥有完整的石油工程专业产业链、服务链和一大批优秀的专业方面技术人才，这是几十年来伴随着我国油气勘探开发逐步创新积累发展而来的，也是当前和今后端牢能源饭碗、发展新质生产力、保障国家能源安全的压舱石。
按照集团公司部署，要推进国内上游一体化发展，实现油气资源协同开发利用，石油工程公司一定要最大化发挥自身优势。
一方面要在地质工程一体化的框架下，围绕储量动用最大化，强力推进物探、钻井、测录井、压裂、测试、地面建设等专业方面技术和成果的融合。技术发展到今天，围绕地下油气藏高效勘探开发的各专业已形成了相互支撑、相互依托、密不可分的关系，推进、加强各专业领域的专业化创新发展和专业间的一体化融合，慢慢的变成了支撑石油工程公司可持续高水平发展的关键。
另一方面，对专业化人才的引进培养必须成为公司发展的重中之重。当今世界已确定进入了信息化发展的时代，自动化、信息化、数字化和智能化慢慢的变成了引领第四次工业革命和高水平发展的主流，石油工业必须跟上这个大势。专业化人才是石油工程公司向世界领先水平迈进的最重要、最稀缺的资源，也是最重要的生产力，石油工程公司一定要加大力度，在政策、体制机制、待遇等各方面全方位增强吸引力、激发创新力，以更好地担当保障国家能源安全的使命。
问：以难动用储量一体化开发为例，石油工程公司在实践过程中遇到了哪些挑战，取得了哪些成果？
答：难动用储量一体化开发是集团公司针对国际油价起伏、对标国际油公司油气效益开发水平、结合国内油气资源品位和开发现状，提出的有效应对国际能源价格波动风险、实现储量动用最大化和效益开发的重要举措。经过7年的探索创新，石油工程公司在难动用开发实践中收到一系列显著成效。
胜利油田砂砾岩油藏永936井区开发成本高、稳产效果差，是胜利油田和胜利石油工程合作开发的首块难动用储量。当时，胜利井下作业公司地质所和工艺所的技术人员组成一体化压裂酸化团队，联合测录井团队，加强与甲方的地质工程一体化融合，从构造地质入手，分析沉积相、沉积旋回、构造沉积特征，进行测井精细评价，找出影响产能突破和实现稳产的主控因素，从压裂选层、方案优化、材料优选等方面组织实施，压裂后收到了自喷稳产近一年的增产效果。后续，这种模式在胜利油田义184块浊积岩、高94块滩坝砂等油藏推广，均实现了高效动用。
要实现难动用油气藏从效益开发到经济高效开发的转变，石油工程公司在装备、工具、材料、技术和开发理念等方面仍面临诸多挑战。近10年，页岩油气的革命性突破极大推动了石油工程装备技术进步：钻机自动化能力大幅度的提高，激进参数钻井、旋导技术实现突破，钻井周期10年累计缩短60%以上；电驱压裂装备研制成功，集约化工厂化施工模式推行、自动化控制技术应用等极大提高了压裂效率、降低了压裂成本。新材料、新工艺、新工具的研发应用不断刷新纪录指标。可以说，难动用储量开发带来的挑战也成就了石油工程公司的快速发展。
