2. 中国石油化工集团公司碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率重点实验室
2. Sinopec Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery in Carbonate Fractured and Caved Reservoirs
塔里木盆地油气资源丰富，构造面积达53× 104km2，顺北油气田位于塔里木盆地的北部，探明油气资源量约为17×108t，是中国石化西北油田分公司重要的资源战略接替区，其油气藏埋藏深度为7300~9000m，地层温度为160~209℃、压力在80~170MPa之间，极端复杂的地质条件限制了顺北油气田的高质量开发[1]。
随着油田开发的不断深入，地质工程一体化的理念逐渐得到认可，成为解决复杂油气藏开发的有效方法，现场得到了广泛的应用。渤海湾盆地完钻井深为5000~5500m，潜山地质条件复杂致使钻井效率低，李战奎等通过钻前校正、钻中决策实现全过程地质工程一体化，钻井复杂情况降低60%[2]；四川盆地飞仙关组钻井井深为1600m，高含硫、高压致使钻井效率低，青春等从储层、钻井、完井开展地质工程一体化研究，缩短了钻井建产周期[3]；川南深层页岩气埋深为3500~4500m，巫芙蓉等利用地震地质工程一体化技术获得精确地质结构，大幅度提高勘探成功率[4]；大庆古龙试验区井深为2787m左右，地震分辨率有限，房超等基于地质工程一体化发展地质建模与井轨道设计，目的层垂深预测精度达分米级[5]；柴达木盆地英雄岭页岩油高应力差致使压裂效果差，谢贵琪等通过地质力学实验建立地质模型，在段簇设置、压裂参数优化上实现地质工程一体化，压裂获工业油流井数占比达97.2%[6]；鄂尔多斯盆地井间距离小导致井间干扰程度高，压裂效果差，任佳伟等基于地质工程一体化建立地质模型评价单井压裂改造范围，为重复压裂提供技术指导[7]；靖西地层深度为3800m，温度为120℃，储层物性复杂，基于地质工程一体化运用现场数据建立酸压裂缝模型并模拟得到规律[8]；玛湖致密砾岩非均质性强，埋深大于3000m，温度为75.13℃左右，通过地质工程一体化在玛131井区开展现场实验，平均支撑缝长度为70.1m[9]。
文献调研发现目前地质工程一体化应用井深最大达5500m左右，温度为120℃左右，监测手段多，资料录取相对详实，而顺北油气藏属断控缝洞型油气藏，非均质更强，条件极端，获取资料难度大，处于开发初期需要地质勘探、钻井完井、增产措施等油气田开发全过程的地质工程一体化研究。
基于此，本文针对塔里木盆地顺北油气田开发现状及面临的挑战，引入地质工程一体化概念，从管理方面的顶层设计、责任落实、资料品质、协同创新、迭代升级，到技术方面的储层结构模型构建、靶区优选、储量核算、储层连通性表征、井轨迹设计优化、优快成井精确中靶、宽带酸压提产能，最终建立了单井日产能在300t以上的少井高产高质量开发区块。
1 地质概况顺北油气田位于新疆塔里木盆地塔克拉玛干沙漠腹地，构造位置位于顺托果勒低隆起，其东南延伸至古城墟隆起的顺南斜坡，处于南北两隆（沙雅隆起、卡塔克隆起）、东西两坳（阿瓦提坳陷、满加尔坳陷）之间的似“马鞍形”低隆起上[10-12]（图 1）。
在多期构造运动中，顺北油气田发育了不同级别、不同走向、不同期次的克拉通内走滑断裂带18条，累计长度为620km。走滑断裂多期活动造成奥陶系一间房组—鹰山组脆性碳酸盐岩破裂，钻井取心和常规测井揭示，储层沿走滑断裂呈条带状分布，储集空间主要为断裂破碎形成的断面空腔、角砾间孔隙、构造缝[13-15]，形成了类型独特的断控缝洞型储层（图 2）。断控缝洞体是碳酸盐岩特有的一种圈闭类型，为受多期构造作用，沿深大断裂带发育的局部脆性石灰岩破碎缝洞系统，在上覆泥灰岩、泥岩等盖层封堵及侧向致密石灰岩遮挡下，形成的一种不规则的圈闭类型，油气充注后形成顺北油气田特有的断控缝洞型油气藏，与塔河断溶体油藏具有明显差异[16]。
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图 2 断控缝洞型油藏储集空间岩心特征图 Fig. 2 Core characteristics of reservoir space of fault-controlled fractured-cavity type oil reservoir （a）顺北44X井，断面内8176~8180m；（b）顺北44X井，8178.75~8178.87m，破碎岩心 |
顺北油气田断控缝洞型油气藏油气柱高度大于1000m，不受局部构造控制，无统一油水界面，原油密度为0.7~0.84g/cm3，气油比为50~3200m3/m3，其中H2S含量高达1.8×104mg/m3，伴随有CO2产出，H2S和CO2分压均在1MPa左右。
目前勘探开发重点集中在5号断裂带以东的北东向走滑断裂[17]，在向东扩展过程中，油气藏类型由挥发性油气藏变化为4号、6号、8号断裂带的凝析气藏和10号、12号断裂带的干气气藏。
2 顺北油气田少井高产面临的挑战针对顺北油气田这类超深复杂断控缝洞型油气藏，要实现效益开发，主要面临5个方面的挑战。
2.1 断控缝洞体结构与地质模式认识不清在盆地南压北顶应力格局下，应力大小、方向也呈现出“多期变化”的特征。应力体系的变化造成储层内部非均质性强，对走滑断裂带“断储结构、地质模式”认识不清[12, 18]。
2.2 超深断控缝洞储层精准成像与精细描述难挤压造成地层破碎形成洞穴、孔洞、裂缝并存，并且埋藏深，缝洞尺度小（米级），地震波传播路径复杂，不同方向上能量、频率、相位差异大，储集空间类型及规模描述精度不够高、储层空间定位不够准[19]。
2.3 超深断控缝洞型油气藏储量高效动用难断控缝洞型油气藏储层沿断裂分布，分段破碎、规模大小不一，纵、横向非均质性强，如何设计井轨迹实现对储量“多控”需要攻关研究。常规盐酸类酸液体系反应速率快，作用距离短（小于100m），且高闭合压力（大于60MPa）下裂缝长期导流能力弱，笼统改造难以同时高效动用多个储层，液体材料、井下工具无法满足顺北油气田超深高温储层分段改造需求，储层改造难以实现“沟通距离远、改造范围大、单井产能高”的目的[20-21]。
2.4 超深高温断裂破碎带高效成井难超深井地层复杂，二叠系火山岩易漏易垮，奥陶系桑塔木组辉绿岩易垮塌且有一定倾角易井斜，志留系裂缝发育易漏失且部分区域有高压盐水易溢流等；深部地层岩石强度高、可钻性差，导致机械钻速低、钻井周期长；井底温度超出目前高温随钻测量的范围，影响定向井轨迹的精准控制。这些难题导致平均钻井周期长达280d，单井投资超过2亿元，单井平均累计产量原油需超5×104t或天然气超3×108m3才具有商业价值[22-24]。
2.5 高效的地质工程一体化运行管理模式需要再造地质工程一体化理念已经渗透到勘探开发的全过程中，各大油田公司在一体化过程中各有特色，针对顺北油气田这类复杂油气藏，地质工程一体化是必由之路，但如何使地质工程一体化运行管理更高效、人员更精干、决策更精准、质量效益更好，没有现成的经验模式可套用。
3 顺北油气田少井高产做法及关键技术自2016年开发以来，顺北油气田基于“多控多动，少井高产、效益开发”目标，创新形成了顺北油气田地质工程一体化“五有五提升”管理做法、高产井“七要素”关键技术。
3.1 地质工程一体化管理做法 3.1.1 顶层设计再提升有平台地质工程一体化最重要的是具有协同作战的管理架构和机制，需要打破原有“技术条块分割，管理接力进行”的模式（图 3a），形成“各专业互动、各环节联动”的融合管理模式（图 3b），顺北油气田基于“总经理办公审查会”搭建了地质工程一体化平台，实现了信息共享、认识共用，责任共担，促进了一体化交流、决策效率，决策层的介入极大地推动地质工程一体化的顶层设计和相关要求快速落地。
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图 3 地质工程一体化常规接力式管理与融合式管理对比图 Fig. 3 Comparison between conventional relay management and integrated management with geology and engineering integration |
一体化多学科专职团队是项目成功的关键，中国石化西北油田分公司抽选“地质、钻井、完井、压裂、采油、地面、运行”等产能建设全链条的9名精干专家，成立顺北油气田产能建设项目部，全权负责一体化工作。
3.1.3 资料品质再提升有手段前期放空漏失井由于仪器遇卡无法测井，工具不成熟，垂直地震剖面法（VSP）成本费用高，导致资料录取全准率较低，油气藏认识进展缓慢，制约了地质工程一体化提质提效。通过改进测井方式，研发改进带灯笼罩式岩心爪、短筒取心工具、针对性开展VSP等，实现近水平段、破碎带4口井24.7m取心，构建了“栅状多簇”储层结构模式，为钻井轨迹优化、酸压方案设计提供重要的依据。
3.1.4 协同创新再提升有通道中国石化西北油田分公司的顺北油气田与中国石油塔里木油田公司的富满油田具有相似的地质特征，地质工程一体化具有相同的诉求，为此，双方建立协同创新、相互学习、取长补短的定期交流通道。
3.1.5 迭代升级再提升有反思对于超深复杂油气藏，围绕地质工程一体化，开展地质工程一体化总体回顾反思、各专业领域回顾反思、横向对比回顾反思，建立学习曲线，迭代提升，实现螺旋式上升。
3.2 地质工程一体化关键技术坚持系统观念，聚焦“多控多动，少井高产”目标，全要素多专业协同攻关，破解地质工程一体化难题，创新形成高产井“七要素”关键技术，实现了超深断控缝洞型油气藏高质量勘探开发，成效显著。
3.2.1 基于断裂解析的储层结构模型构建技术以走滑断裂形成演化机制及地质力学为基础，综合钻井、测井、录井、试井及野外露头等多维度资料，认识到在断裂带多次地震累积滑动过程中，每次滑动均不遵循同一个滑动破碎带，造就了断裂带内发育由“洞穴—破碎角砾—多角度构造缝”呈组系有序排列构成的多组缝洞集合体，一个相对连续分布的缝洞组系即为“栅”。顺北4号断裂带实钻揭示，垂直断裂走向每个“栅”的厚度在几米至几十米不等，平均为24m，“栅”与“栅”之间分布有厚度为几十米至百米的基质岩块。“栅”内由多个米级厚度的储层带（即为“簇”）构成，“簇”的孔隙度多分布在3%~6%，极少数大于10%，但地层系数可达数千至近万毫达西·米，整体表现为中低孔、高渗特征[25-26]。
走滑断裂不同部位的构造应力状态和水平滑移距存在差异，造就了断裂带内多种“栅簇状”结构特征（图 4），实钻显示拉分、挤压、平移样式均有“栅状结构”，但平移、弱挤压段多发育“单栅”结构，而强挤压、拉分段多发育“多栅”结构，走滑断裂带内部“栅簇状”储层结构模型的建立，为井型设计提供了理论模型依据[27]。
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图 4 顺北4号断裂带典型井储层“栅簇状”结构特征图 Fig. 4 "Fence cluster"structural characteristics of reservoir in typical wells in Shunbei No.4 fault zone |
针对顺北油气田断控型储层由洞穴、孔洞、裂缝组成的多尺度缝洞集合体特点，必须从单一洞穴型储层动用到缝洞集合体，才能提升复杂断控储层的储量控制规模，大幅提高单井产能，因此，需对断裂破碎带进行精细描述，刻画出不同储集空间类型（孔、缝、洞）的空间分布。
模型正演证实地震相与储层类型不是一一对应关系，而是多种类型储层的综合响应特征（图 5、图 6）。孔洞型储层主要为杂乱反射相、部分为串珠相[28]，常钻遇小漏或微漏；裂缝型储层以杂乱弱反射相为主、部分为线性弱反射相，录井上常显示气测异常；洞穴型储层主要为串珠相、部分为杂乱反射相，常钻遇放空漏失。分别对串珠相、杂乱相、线性弱反射相进行属性优选和井震标定，发现相干能量梯度属性、杂乱属性、张量蚂蚁体属性分别对这3类地震相有较好的敏感性，同时根据大量的实钻资料标定，分别建立3类储集空间类型对应的地震相属性刻画的门槛值，基于此门槛值即可获取井震一致的3类储集空间轮廓，再通过地震属性融合及空间雕刻，刻画出3类储集空间在三维空间的相互关系，为靶区选择奠定了基础。
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图 5 不同储集空间类型地震相特征图 Fig. 5 Seismic facies characteristics of various types of reservoir space |
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图 6 不同储集空间类型门槛值标定图 Fig. 6 Threshold calibration of various types of reservoir space |
通过实钻井单井产能与储层发育的研究，形成了有利靶区的“三原则”（图 7）：（1）靶区以洞穴型储层为主；（2）多个储层之间具有静态连通关系；（3）工程实施风险最小[29-30]。
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图 7 基于缝洞体三维空间关系表征下的有利靶区分布图 Fig. 7 Distribution of favorable target areas by 3D spatial characterization of fractured-cavity body |
在碳酸盐岩缝洞型油藏“雕刻法”计算储量的基础上，顺北油气田对断控缝洞型油气藏储量计算方法进行了进一步改进：（1）通过填充不同类型储层的初始波阻抗值建立相控反演的初始波阻抗体，开展井—震结合的稀疏脉冲反演得到纵波阻抗体，提高不同类型储层预测精度；（2）由于钻井提前漏失完井，测井资料没有塔河地区丰富，因此孔隙度在0~40%的样本值采用顺北油气田实测值，孔隙度在40%~100%的样本值参考塔河地区实测资料，拟合建立波阻抗—孔隙度量版，实现了顺北各条带不同储层类型孔隙度的差异化表征，改变了前期储层内部只有一个孔隙度值的均质特性；（3）通过多属性优选，确定瞬时能量表征洞穴型储层，采用放空漏失实钻资料标定洞穴型储层瞬时能量门槛值为83；确定不连续性属性表征孔洞型储层，利用测井解释的孔洞型储层标定不连续性属性门槛值为0.35；确定AFE（断层自动提取技术）属性表征裂缝型储层，利用测井解释的裂缝型储层标定AFE属性门槛值为90。应用地震属性门槛值，完成不同储层雕刻，实现了不同储层的视体积计算，并结合含油饱和度、气油比等油藏参数，采用网格积分计算每个储层的地质储量，落实了有利靶区内的储量规模及分布状态，为轨迹优选增加储量控制奠定了基础。
通过不断发展完善，顺北油气田反演储层预测吻合率达到86%以上，规模储层钻遇率由71%提升至88%，放空井比例从30%增加到46%，实现了动用对象由粗放到精确[31-33]。
3.2.4 储层连通性表征技术通过测试发现，如果设计日产量要达到1000t油当量以上，那么单井控制动用储量须大于300×104t，地层系数须大于5100mD·m，因此在每个储层储量计算基础上，必须弄清楚储量的连通关系及连通程度，为轨迹优化设计提供技术支撑。
依托高精度三维地震数据开展了基于多属性融合的连通性定量表征技术研究，从地震属性优选、连通属性构建和连通路径识别3个方面，结合测井、录井、生产动态等多源信息，采用机器学习算法实现连通属性构建，并采用路径自动寻优算法实现连通性的定量表征，同时建立了连通性表征的技术流程。
为克服单一属性表征的局限性，研究以钻井液漏失量为储层连通特征的指标，井震标定及属性值拟合表明孔隙度、裂缝密度、断裂指示因子、流度等4种与储层连通能力相关的地震属性与代表储层连通能力的漏失速度具有一定的相关关系（图 8），以这4种属性采用支持向量机算法开展井约束下的地震多属性融合，可得到表征连通特征的融合属性体。
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图 8 顺北1号断裂带13口井漏失点漏失速度与相关地震属性拟合图 Fig. 8 Fitting diagram of leakage rate of lost circulation points and corresponding seismic attributes in 13 wells in Shunbei No.1 fault zone |
在连通融合属性基础上，沿断面将属性离散化采样形成散点矩阵，再采用迪杰斯特拉算法在矩阵网络中进行路径寻优，依据沿路径连通融合属性值的大小自动追踪、识别的最短路径，作为缝洞体间的高导流路径，实现了基于连通融合属性的连通路径空间展布方向、长度、连通强度等多个参数的表征，更精细地描述了缝洞体间的空间连通性能，实现了储层连通特征的定量预测[34]。使早期在地震剖面上连通关系不清楚的串珠异常体之间连通路径自动识别成为现实（图 9）。从图 9中可以看出，储层2和储层4之间的连通路径即为融合属性合值最高的优势连通通道。
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图 9 储层高导流通道自动识别技术流程图 Fig. 9 Flow chart of automatic identification technology for high flow pathway in reservoir |
为了最大程度提高井轨迹对储量的控制作用，同时减少上覆地层对成井的影响，顺北油气田上覆地层设计为直井，目的层多设计为“L”形，进入断裂破碎带后转水平，目的层段设计为水平段，目的是多穿断裂破碎带，实现地质储量的“多控多动”。
矿场实践中，考虑储量多控多动外，同时考虑最大水平主应力大小及方向对钻井影响及断裂破碎带储层结构，设计4类井型（图 10）：第1类：对于“单断单栅”储层结构，储层沿断裂发育且断裂破碎带宽度较小时，目的层段井轨迹与破碎带夹角在0~40°斜穿断裂面实现多控多动（图 10a）；第2类：对于“单断多栅”储层结构，断裂破碎带宽度较大时，目的层段井轨迹与破碎带夹角在40°~60°斜穿断裂面实现多控多动（图 10b）；第3类：对于“多断多栅”储层结构，且两个断裂破碎带之间宽度较小时，目的层段井轨迹与破碎带夹角在60°~90°大角度穿过断裂面实现多控多动（图 10c）；第4类：对于“多断多栅”储层结构，且两个断裂破碎带之间宽度较大时，设计为分支井较为有利，由于完井方面的问题，该类井型在现场没有实施，仍在论证过程中[35]。
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图 10 顺北油气田目的层段井轨迹与断裂破碎带接触关系示意图 Fig. 10 Schematic contact relationship between well trajectory and fault fractured zone in the target section in Shunbei Oil and Gas Field |
矿场实践中，井轨迹优化设计是一个不断迭代完善提升的过程，典型井SHB4-5H井，井轨迹通过4轮次的优化完善（图 11）。第一次，动用浅层缝洞体，进入目的层300m，水平位移为264m，控制储量为213×104t；第二次优化：考虑该井钻遇凝析气藏，凝析油从底部采出，优化进入目的层600m，水平位移为520m，控制储量提高到294×104t；第三次优化：考虑邻井相同深度见水，优化进入目的层450m，水平位移为390m，控制储量提高到374×104t；第四次优化：邻井产出水为凝析水，对产能没有影响，在精细刻画基础上，最终确定进入目的层531m，水平位移为970m，控制动用储量提高到451×104t，比第一次设计轨迹控制储量提高了238×104t，开井测试稳定日产油237t，日产气34×104kmm3。
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图 11 SHB4-5H井4次井轨迹设计优化图 Fig. 11 Four rounds of trajectory design optimizations of Well SHB4-5H |
为保障优快成井，加强上覆地层风险预测，通过优选井口使直井段井轨迹尽可能避开上覆地层风险复杂区，降低钻井复杂和事故，形成了轨迹穿行“四避让”的井口甄选技术[36-38]，即：避让火成岩发育区、避让侵入岩陡厚区、避让裂缝带密集区和避让异常压力高发区。通过技术迭代提升，风险预测准确率由45%提升到85%，为井身结构由初期的六级优化为四级提供了有利条件。
针对顺北地区二叠系火成岩裂缝发育，易发生井漏，分析漏失特征，由漏失专堵转变为低密度随钻封堵，通过降低钻井液密度同时增加10%~12%随钻防漏剂，形成二叠系低密度钻井液穿漏技术。针对志留系承压能力低的特点，采用微纳米封堵剂进行随钻封堵，志留系微裂缝地层承压能力由1.3g/cm3提升到1.4g/cm3，实现了志留系低压地层与桑塔木组等需高密度钻井液稳定井壁地层同开次揭开的目的，攻关形成了顺北油气田复杂地层井筒强化技术，单井复杂周期降低73%。
根据地层岩性特点和抗压强度，优选抗冲击PDC（聚晶金刚石复合片）钻头、等应力大扭矩螺杆、强化钻井参数等技术手段，形成了分层提速技术、二叠系及以上地层形成了抗冲击PDC配套超大扭矩螺杆、石炭系—志留系形成了异型齿PDC配套等应力螺杆、桑塔木组及以下地层形成了异形齿PDC配套预弯曲钻具组合实现防斜打快。通过分层提速技术应用，实现“钻得快”，机械钻速提高50%，钻井周期从220天下降到128天。
顺北油气田研究配套了200℃的MWD（随钻测量）仪器，但对于超深、井底温度超过160℃的井仍然面临精准度不够、无法精准定向中靶等难题，形成了高温井眼轨迹定向设计技术，即在MWD仪器测量范围内的低温区造斜、高温区稳斜的定向技术[39]。利用平衡趋势造斜率预测方法，建立了稳斜钻具组合井眼轨迹控制技术，实现高温条件稳斜中靶，在209℃井底温度条件下轨迹精准控制，中靶率达100%。
顺北油气田断控型缝洞储层多尺度裂缝发育，漏失风险高，为降低固相污染实现储层保护，将前期高密度钻井液钻进时遇漏失强钻的做法优化为“控压+低密度钻井液”的钻井工艺，配套可酸溶暂堵技术，目的层段钻井液密度由前期的1.15g/cm3降低到1.05g/cm3，实现了2~3个断裂面的穿行，漏失速度由失返状态下降到2~4m3/h，穿漏进尺由167m提升到834m。
3.2.7 宽带酸压提产能技术针对断控缝洞型油气藏“栅簇”状储层结构模式，攻关形成“单断单栅压得远、单断多栅压得宽、多断多栅压得多”3种酸压增产工艺，确保井控储量动用最大化、单井产能最大化（图 12）。
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图 12 断控缝洞型油气藏酸压增产工艺示意图 Fig. 12 Schematic diagram of acid fracturing stimulation technology for fault-controlled fracture-cavity oil and gas reservoirs |
单断单栅结构破碎带横向宽度小，储层沿断面发育，酸压提产的关键是顺断面沟通更远距离，为此采用酸液双级缓速思路，研发180℃多头交联缓速酸[40-41]，170s-1下剪切1h黏度大于50mPa·s，动态有效反应时间为30min，沟通90m范围；创新研发温控固体自生酸，120℃以上释放酸液，可达15%~20%等效盐酸浓度，有效反应时间为60min，有效刻蚀90~150m范围。
单断多栅结构破碎带横向宽度大，多栅结构之间存在明显的非均质性，酸压提产的关键是多栅均匀改造。研发耐温180℃的酸性滑溜水，黏度为9~ 12mPa·s，酸浓度可调。形成180℃在线可变黏压裂液，遇水1min起黏，可用矿化度为3×104mg/L地层水配制，170s-1下剪切1h黏度稳定在100mPa·s。攻关出承压为20MPa、自膨胀3~4倍的智能暂堵剂，酸液环境中4h降解率小于20%，8h降解率大于99.5%。采用四寸半管柱降低摩阻及缝内暂堵转向工艺，形成大排量扩体酸压技术，改造破碎带横向宽度由20m提升至60m。
多断多栅结构横向存在多套储层，储层之间存在分隔，酸压提产的关键是多套体一次动用，攻关研发了180℃/80MPa扩张式裸眼封隔器，具备了8000m深井裸眼分段酸压能力，采用工具+暂堵复合分段多级沟通技术，一次沟通5~6个栅状储层，实现多断多栅储层的一井多动。
3.3 实施效果深地工程实施以来，在少井多产地质工程一体化支撑下，实施效果显著：
（1）建产效率大幅度提升，两年建成了2个10×108m3产能阵地，盈亏平衡油价为37美元/bbl：2021年3月—2022年3月建成顺北油气田二区4号断裂带10×108m3、51×104t产能阵地，2022年8月—2023年8月建成顺北油气田二区6号、8号断裂带10×108m3、50×104t产能阵地。
（2）成井周期大幅降低：完钻井深由8330m上升到8938m，提升7%，钻井周期由166d下降到97d，降低42%，完井周期由17.2d下降到12.4d，降低28%。
（3）单井产能与动用储量大幅提升：累计形成22口日产千吨油当量井，其中改造16口，与1号断裂带相比，高产井成功率由65%上升到100%；单井产能由140t提升至582t，提高316%；单井发现探明储量由565×104t提升至875×104t，提高55%。
4 结论（1）项目化管理支撑油气藏高效产建。
针对顺北油气田复杂超深油气藏高效产建的难点，基于产建项目部，简化地质工程一体化流程及节点，从“论证决策、井口优化、互动设计、高效实施”四方面推进一体化管理和技术创新，创新形成了“五有五提升”地质工程一体化的管理模式，极大促进了高效勘探开发。
（2）少井高产关键技术突破。
少井高产的核心在于一系列关键技术的突破，如大沙漠地区地震采集处理解释技术、缝洞体的精细刻画描述技术等，在轨迹设计优化、动用靶区选择、储量计算、储层改造上更具针对性，同时研发配套超深井钻井、测井、完井、储层改造等系列工程技术，使得少井高产得以实现。
（3）地质工程一体化永远在路上。
顺北油气田虽然形成了少井高产地质工程一体化的七要素关键技术，取得了较好的产建效果，随着开发对象由断裂带核部走向边部，效益开发面临巨大挑战，对储量的“多控多动”需求更加强烈，同时突破万米钻井工程工艺面临新挑战，现有的关键技术还存在不适应性，还需继续迭代提升。
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