近年来，一些北美油气开发公司及中国的众多油田公司普遍采用地质工程一体化工作模式，成功开发了页岩气、页岩油、煤层气等非常规资源^[1-8]。这种成功经验推动了地质工程一体化的发展，成为提高非常规油气资源有效开发的必然选择^[9-10]。四川盆地南部地区五峰组—龙马溪组页岩储层品质优、资源量丰富^[11]，2020年已建成国内首个“万亿立方米储量百亿立方米产能”大气田，但受加里东、印支、喜马拉雅等多期构造运动影响，川南页岩气储层地质工程条件十分复杂，为川南页岩气的高质量发展带来了挑战^[12]。具体问题主要包括小断层、天然裂缝发育、井间压窜率高，导致部署设计难度大；铂金靶体薄、地层微幅构造发育，导致提高靶体钻遇率难度大^[13]；易滑移断裂发育、套变率高，导致精准压裂难度大，平台井产量低^[14]。

与常规天然气不同，页岩气等非常规天然气缺乏自然产能，是典型的人造气藏。单井产量和预估最终可采储量（EUR）受地质工程条件和人工改造双重控制影响。只有通过地质工程一体化，不断深化地质认识、优化工艺和参数，才能确保有效开发^[15-17]。中国石油西南油气田公司作为国内页岩气的领军企业，一直秉持地质工程一体化理念。2017年，该公司成立了国内首个集页岩气勘探开发与地质工程为一体的研究院。西南油气田公司历经10余年的研究和总结，结合川南页岩气特征和实践经验，提出了地质工程一体化工作模式，以地质研究为基础，通过数字化转型打破传统的管理模式，实现多学科融合、工程实施协同、项目管理整体化的高效工作模式^[18-20]。

实施地质工程一体化工作模式必须具备“四要素”和满足“四要求”。“四要素”涵盖地质工程一体化理念、平台、团队和管理。理念为前提，需在气井全生命周期中保持地质与工程的紧密结合。平台为基础，依托多学科数据建立兼容整合的软件平台。团队为核心，须构建具有共同目标和高超技术的多学科团队。管理为关键，应通过一体化目标体系打破技术和管理隔阂，确保团队目标统一和权利对等。“四要求”包括技术、人员素质、硬件保障和时效支撑的高标准要求。技术要求地质工程一体化技术人员熟练使用相关软件，并具备丰富现场经验。人员要求全面素质，包括专业能力和团队协作精神。硬件保障需支持多专业协同工作的配置。时效支撑要求高效室内模拟以满足现场实时优化需要。

在川南页岩气勘探开发过程中，西南油气田公司主要历经概念一体化、定性一体化、半定量一体化、定量一体化4轮的探索与实践，最终形成了川南页岩气地质工程一体化高产井培育方法。

20世纪40年代首次提出了地质工程一体化系统理论，并在1990年初开始广泛应用于全球企业的发展战略^[21]。到了1994年，首次提出了油气领域的“一体化管理体系”^[22]。20世纪90年代，“一体化管理概念”被引入我国油气田开发，并在大港油田和胜利油田进行试点探索。2010年，通过与新田公司、壳牌公司等国际公司的合作与交流，西南油气田公司进入地质工程一体化概念阶段，主要特征为管理团队已经形成了地质工程一体化理念，但是尚未形成地质工程一体化工作模式和地质工程一体化高产井培育方法。

2015年，西南油气田公司与国际油服公司哈里伯顿公司、斯伦贝谢公司展开合作，组建地质工程一体化团队，系统学习国际先进理念、组织模式和专业技术。西南油气田公司进入地质工程一体化定性阶段，已形成了一体化理念，建立了包括多个专业的团队，初步搭建了工作模式。然而，多专业协同工作仍仅限于会议交流，缺乏协调平台和建模技术，技术受限，与生产结合不够紧密。要实现川南页岩气高质量发展，必须自主掌握地质工程一体化方法。

在2017—2020年期间，西南油气田公司搭建了川南页岩气的地质工程一体化平台，配置了必要的软硬件设备，并成立了包含8个专业方向的地质工程一体化研究团队。此举打破了专业间的壁垒，建立了页岩气研究院，编制了48项标准规范和41项管理规定，实现了管理团队和研究团队的有机融合，成功构建了适用于川南页岩气的地质工程一体化高产井培育方法1.0（图 1），旨在全面覆盖页岩气井生命周期各个阶段，并通过一体化方法提高储层品质、钻井品质及完井品质，最终实现“高产量、高经济采收量、高采收率”的战略目标。

图 1

图 1 川南页岩气地质工程一体化高产井培育方法1.0流程图 Fig. 1 Flow chart of high-yield shale gas well cultivation method v1.0 with integration of geology and engineering in southern Sichuan Basin

经过3年的实践与优化，西南油气田公司取得了独立开展地质工程一体化研究、设计和实施的突破。掌握了高精度三维建模技术和压裂缝网模拟技术，实现了“透明”页岩气藏的构建，并在三维空间内成功进行了井位部署、钻井压裂设计等工作，显著提高了页岩气单井产量和EUR，实现了高产井的批量生产。尽管取得了显著成就，但仍需进一步加强对现场支撑的力度，以优化地质工程一体化的实施效果。

自2021年起，在地质工程一体化高产井培育方法1.0的基础上，通过创新管理模式、优化资源配置、推进技术升级和加强支撑时效，实现了页岩气地质工程一体化高产井培育方法2.0工作模式，提升了迭代效率、支撑时效和实施成效。

在管理模式方面，制订了管理办法和年度工作计划，明确了各专业职责，重构了管理模式，确保信息快速、准确地流通，促进内部协作与协调，为地质工程一体化的量化研究提供了保障。在优化资源配置方面，组建了高水平的内部研发团队和外部支持团队，负责标准制定、质量监控和决策，专门处理一体化地质和地质力学模型的构建和现场模型应用的追踪与迭代，提出优化建议。在推进技术升级方面，运用三维构造及属性建模技术、多尺度离散裂缝建模技术、复杂构造三维地应力建模技术，提高了三维模型精度，并联合国内外高校研发智能算法，实现了压裂缝网自动迭代和生产曲线自动拟合，提高了迭代效率和数值模拟运算效率。在加强支撑时效方面，打造了页岩气井压裂远程指挥系统（FOC），建立了跨专业、跨地域、跨时空的协同决策环境，实现了“实时优化”，加强了现场的支持时效。

为了更好地应对川南地区复杂的地质工程挑战，须采用地质工程一体化理念与方法，针对评价、部署、钻井、压裂等环节进行全面优化，从而实现更高效的页岩气勘探开发。经过基于地质工程一体化技术的高产井培育方法的攻关、研究、应用和推广，分别在泸州区块、长宁区块和渝西区块取得了显著的成果。

受多期构造影响，泸州区块断裂滑移风险高，平台井易发生恶性套变和压窜，导致单井产量低，规模效益开发面临极大挑战。为了降低施工风险、提高单井产量，泸州区块采用地质工程一体化高产井培育方法，在地质研究的基础上，精细划分开发单元，差异化评估不同开发单元的实施风险，进而根据不同风险精细化实施井位部署、钻井和压裂。

机理研究表明泸州地区套变主要与断裂失稳有关^[23]。因此，通过地质工程一体化三维建模技术，定量刻画泸州区块断裂特征和地应力特征，并结合莫尔库伦准则精准识别每一条断裂的滑移风险；再综合储层精细评价、天然裂缝、地应力、断裂滑移性等重要参数，建立了开发单元优化技术和风险评价技术（表 1），泸州北区被细分为43个开发单元，其中70%为中等风险和低风险单元。

表 1

表 1 泸州北区不同风险区开发技术政策表 Table 1 Development technology policy for areas with various risk levels in Luzhou North block 风险分区 地质特征 技术政策设计 水平段长度/m 井轨迹方位 井间距/m 高风险 （1）滑移性断层及易窜缝发育较密集； （2）地应力方向与滑移裂缝方向小角度相交； （3）微幅构造发育 1600~1800 与最大水平主应力夹角为60°~75°； 与滑移断裂夹角为45°~60° 350~400 中风险 （1）滑移性断层、易窜缝少量发育，分布较为分散； （2）天然裂缝为单一方向缝、网状缝共同发育； （3）微幅构造较发育 与最大水平主应力夹角为60°~90°； 与滑移断裂夹角为30°~60° 300~350 低风险 （1）滑移性断层、易窜缝不发育； （2）主要发育网状缝； （3）地应力方向与裂缝方向保持大角度相交 1800~2000 垂直最大水平主应力方向 主体为300

表 1 泸州北区不同风险区开发技术政策表 Table 1 Development technology policy for areas with various risk levels in Luzhou North block

井位部署优化主要是根据不同开发单元的风险对页岩气井的水平段长度、井轨迹和井间距进行差异化设计。首先，综合考虑地应力、易窜缝与断裂滑移特征，建立川南页岩气区开发单元风险评估模板，差异化评估不同开发单元的实施风险，然后，根据大量的地质工程一体化数值模拟研究和实施井统计分析，建立适用于泸州区块高中低3种不同风险区的井位部署模式，最后，再定量化设计水平段长度、井轨迹方位、井间距，为工程安全实施奠定基础（表 1）。

早期页岩气井轨迹设计主要以提高钻遇率为目标，但在泸州地区页岩气井水平段着陆位置容易受滑移断裂影响发生套变，导致单井产量低甚至全井无法正常投产，因此，必须开展水平段井轨迹优化。水平段井轨迹优化主要是针对不同断裂的失稳风险，对水平段井轨迹穿行进行优化，降低地质风险对钻井和压裂的影响，避免断裂滑移导致的A点（入靶点）套变带来的严重影响。首先，基于莫尔库伦准则，利用以临界注入压力为基础的断裂稳定性评价方法，定量评价目的层断裂的失稳风险等级（强、中、弱滑移断裂），随后按照评价结果差异化设计水平井轨迹着陆位置和长度，具体优化方案如表 2所示。

表 2

表 2 水平段穿滑移断裂优化模式对比表 Table 2 Comparison of horizontal section modes drilling through slip faults before and after optimization 断层性质 强滑移断裂 中滑移断裂 弱滑移断裂 原方案 优化方案 优化结果 (1) 控制A点远离强滑移断裂至少100m； (2) 有效压裂段长度占总压裂段长度的100% (1) 控制中滑移断裂靠近B点； (2) 与A点之间有效压裂段长度超过总压裂段长度的70% (1)保障有效压裂长度不低于1500m情况下适当缩短段长； (2) 穿过弱滑移断裂控制在0~1条 注：A点为入靶点；B点为出靶点；H1~H3均为平台名。

表 2 水平段穿滑移断裂优化模式对比表 Table 2 Comparison of horizontal section modes drilling through slip faults before and after optimization

具体实例如下：利用水平段穿滑移断裂优化方案对泸州区块一个平台进行了优化。按照原平台位置部署（图 2a），滑移断裂位于A点附近，一旦断裂发生滑移将引发套变，此平台的4口井将丢段严重。按照水平段穿滑移断裂优化模式对平台位置和井眼轨迹方位进行优化（图 2b），水平轨迹不会穿过强滑移断裂，水平段有效压裂段长度将达到1800m，保障靶体钻遇率及有效压裂段长度。

图 2

图 2 水平段轨迹穿行优化前后方案对比图 Fig. 2 Comparison of horizontal section trajectory schemes before and after optimization

早期为了避免平台井压窜和提高单井产量，采用批量的工厂化压裂模式进行施工，导致平台井复杂事故多、单井产量低，为此，必须采用地质工程一体化精细压裂工艺优化，差异化设计压裂参数，避免复杂事故，提高单井产量。首先通过整合地震、测井和实钻数据，精细刻画天然裂缝和地应力模型，定量评估平台内每条断裂的滑移风险（图 3），三维模型垂向精度要达到0.5m，单井吻合度要超过90%以上。其次，根据储层品质和裂缝滑移风险对所有压裂段进行地质工程评价，储层评价分为好、中、差，工程评价分为高风险、中风险、低风险。随后，根据储层评价结果，采用“段—簇—砂—液—排”的矩阵式耦合优化方法，明确匹配储层特征的压裂参数组合，确定压裂参数下限；根据工程评价结果，利用压裂模拟软件确定诱发复杂事故的压裂参数上限；再开展压裂成本测算和EUR预估，平衡产量和成本，以追求高效、经济的缝网形态为目标再次优化参数配置。最后，在现场施工中，通过逐段拟合迭代，不断优化模型，提高模型预测准确度，实时迭代优化压裂参数，逐步建立适用于储层特征的压裂工艺。

图 3

图 3 平台井滑移风险预测图 Fig. 3 Prediction of well slip risks on a platform

通过系统优化开发单元、井位部署、钻井水平段井轨迹和压裂工艺参数，泸州区块27口试验井的套变率和压窜率整体分别降低了19%和31%（图 4），基本杜绝了严重套变，实现了零丢段，保障了建产节奏。同时，在阳M井区和泸L井区分别培育出多个高产平台井，单井平均EUR分别超过1.2×10⁸m³和1.4×10⁸m³，整体单井平均EUR达到1.25×10⁸m³。

图 4

图 4 泸州区块实施地质工程一体化技术前后套变和压窜情况图 Fig. 4 Comparison of casing deformation and pressure channeling before and after implementing geology and engineering integrated technology in Luzhou block

长宁区块构造位置位于四川盆地与云贵高原结合部，川南古坳中隆低陡构造区与娄山褶皱带之间，埋深差异大，天然裂缝发育差异大，相同工艺条件下平台井之间的单井产量差异明显，如何优化工艺参数、实现效益开发是该区块面临的主要挑战。为此，采用地质工程一体化高产井培育方法进行了全面优化，在三维模型精细刻画和开发单元精细划分基础上，针对不同开发单元储层品质进行差异化压裂设计。

结合长宁地区的实钻资料，进行了三维地质及地质力学建模（图 5），提高了纵向精度至0.5m，并大幅增加建模网格，同时纳入了钻完井品质等20多项参数，以定量识别压力分布、高应力带及易窜裂缝的分布，实现了与实际钻井数据80%以上的吻合率。

图 5

图 5 长宁区块地面—地下一体化三维模型 Fig. 5 3D model with surface and subsurface integration in Changning block

基于早期井控及实施效果，仅考虑井区边界及控边断层，长宁地区被划分为N1、N9、N6三个开发单元。后期利用刻画精细的三维模型，考虑构造样式、断裂分布、储层厚度、应力条件等因素，进一步将区块细分为10个开发单元和6类地质模式，涵盖从断裂发育区到高应力区等多种地质工程环境。

基于大数据分析和典型平台井数值模拟研究，建立了匹配开发单元特征的差异化压裂参数模板。长宁地区的9个开发单元根据产量和压裂效果分为高效益区、效益区和低效益区。高效益区开发目标主要是提产，采用高强度改造参数提高水力裂缝规模，主要压裂参数为：单段段长为60~70m、施工排量为16~18m³/min。效益区主要位于储层条件较好，但地应力复杂区块，不易形成复杂裂缝，开发目标主要是提高效益，采用短簇距和高强度加砂提高水力裂缝复杂程度，压裂参数为：单段段长为60~70m、簇间距为6m、石英砂比例大于80%。低效益区主要位于储层条件与工程条件均较差的区域，主体思路是采用石英砂替代陶粒，并加长段多簇，以降低成本并稳产为开发目标，压裂参数为：单段段长为70~80m、簇间距为8m、用液强度为20~25m³/m、石英砂比例达100%。这种差异化设计使单井平均EUR增至1.30×10⁸m³，增幅为26%。其中14口井的单井平均EUR为1.66×10⁸m³，高效区提升24%，效益区提升13%，低效区成本明显降低，显著提升了区块的整体效益（表 3）。

表 3

表 3 长宁区块不同开发单元内EUR对比表 Table 3 Comparison of EUR in various development units in Changning block 开发单元 单井平均EUR/108m3 EUR增幅/% 2021年 2022年 长宁区块 1.03 1.30 26 高效益区 双甜点 1.12 1.39 24 效益区 常压 1.09 1.23 13 高应力 低效益区 断裂发育 0.90 0.90 0 薄储层

表 3 长宁区块不同开发单元内EUR对比表 Table 3 Comparison of EUR in various development units in Changning block

渝西区块面临的主要问题就是Ⅰ类储层厚度薄，仅有5~8m（图 6）；地应力高，应力差大，导致钻遇率低、形成复杂缝网难度大，单井产量低。针对这些地质工程问题，必须通过地质工程一体化高产井培育方法，提高Ⅰ类储层钻遇率、提高裂缝复杂程度，才能实现商业开发。

图 6

图 6 渝西区块Ⅰ类储层连续厚度分布与有利区带划分图 Fig. 6 Thickness of contiguous Class Ⅰ reservoir and favorable zone division in western Chongqing block

首先，针对早期页岩气井Ⅰ类储层钻遇率低的问题，采用地质工程一体化钻井优化技术。通过三维模型精确预测储层的垂向分层和横向分布；在此基础上，综合考虑断层、微幅构造、天然裂缝及地应力特征，优化井区钻井轨迹，降低钻井难度，实现钻井轨迹的精准设计；再根据随钻信息实时迭代地震数据和三维模型，实时指导水平段井轨迹优化，确保高钻遇率。现场实施后，Ⅰ类储层钻遇率提高到98%以上，部分井达到了100%。

其次，针对早期页岩气井形成复杂缝网难度大的问题，采用以多缝换缝网的优化思路，按照密切割、小簇距、少孔数、大排量、高强度的压裂工艺参数原则，开展地质工程一体化效益压裂设计，设计匹配储层特征的最优参数组合，确保单井产量和经济效益最大化。

具体实例如下：足Y平台位于渝西区块南部，其Ⅰ类储层连续厚度达7m，网状缝发育。平台井采用地质工程一体化钻井优化技术设计井眼轨迹，使其垂直于最大水平主应力方向，平均水平段长度为2217m，平均铂金靶体钻遇率高达99%。采用高强度改造的压裂模式，施工排量为18m³/min，用液强度为37m³/m，加砂强度为3.9t/m，创造国内单平台注入液量、支撑剂量新纪录。后期实施精细焖井和控压返排，每级油嘴日均压降控制在0.2~0.3MPa，实现单井EUR为（1.21~1.57）×10⁸m³，显著提升了单井产量。

在渝西区块，通过采用地质工程一体化高产平台培育模式，有效提高了优质储层动用与控制程度，成功培育出一批单井平均EUR高达1.53×10⁸m³的高产井，增幅为36%，开发效果得到显著提升（图 7）。

图 7

图 7 渝西区块足N井区投产井EUR统计柱状图 Fig. 7 EUR histogram of production wells in Zu N well area in western Chongqing block

针对川南页岩气独特地质工程特征，建立了本土化的地质工程一体化高产井培育方法。川南页岩气地质工程一体化技术不仅优化了现场设计与实施流程，也验证了该方法在提升单井产量和经济效益方面的重要性，提供了一种可供国内外非常规油气田规模化效益开发的模式。

实施地质工程一体化并贯彻“地质评价精细化、气藏表征定量化、技术政策差异化、工程设计个性化”的四化理念至关重要。这种做法将优化整个开发周期，包括部署、设计、实施、排采、生产，确保每个阶段均能做到最佳，能够全面提升单井EUR。此外，持续迭代更新地质工程特征认识和地质工程一体化精细模型对于提升设计的精准性和实践的有效性尤为关键，尤其是在地质条件复杂的川南页岩气区块，持续迭代更新将帮助逼近地下真实情况，加快理论与实践的融合。

在地质工程一体化实践的优化中，管理流程是关键。首先，需要建立一套标准化体系，包括研究、设计、实施及迭代的明确标准，以及在研究、产能建设和施工作业单位间实行精细化管理。这包括钻井压裂过程中不同风险的分级分类决策和全过程的精细管控，同时，应及时组织实施效果分析，总结经验，形成模版并推广应用。此外，需要加强一体化团队建设，通过建立技术能力分级评价体系，并进行一体化技术人员交叉培养和建立相对固定的外部团队支持来确保地质工程一体化的常态化实施。

技术方法创新也是提升地质工程一体化效率的核心，全力推进非常规储层开发智能工作流建设，通过数据治理建立统一的川南页岩气数据库、软件云化部署以及构建不同专业协同工作环境和智能工作流，实现非常规储层地质工程一体化开发的数字化到智能化的升级。

（1）通过搭建地质工程一体化数据平台，组建地质工程一体化全职团队，实施地质工程一体化专项管理可实现页岩气地质工程一体化高效开发；即通过实时迭代的高精度三维建模，有效整合地质和工程数据，针对不同区域地质工程复杂，系统优化井位部署、钻井和压裂工艺，确保地质风险的有效应对，支撑了低品质资源的高效开发。

（2）地质工程一体化已在川南页岩气的不同区块得到推广应用，支撑了泸州区块套变率下降19%，压窜率下降31%，长宁区块、泸州区块、渝西区块的单井平均EUR提升20%~40%，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。

（3）目前川南页岩气地质工程一体化仍然面临支撑效率不足、迭代周期过长等问题，地质工程一体化标准体系建设、地质工程一体化智能工作流研发（井位部署、钻井优化、压裂优化、开发优化）、地质工程一体化管理体系优化等仍然是提高地质工程一体化效率和效益的重点研究方向，后续将要持续完善升级。