■ 胜利老区打造“常非并进”规模建产样板
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%。
■ 中原老区实施精准挖潜低成本开发
中原油田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。
■ 西南油气新场-合兴场须二致密气藏实现少井高产
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。
■ 江汉油田白马区块常压页岩气提速降本增产
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。
■ 河南油田春光油田稠油钻完井优化降本
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。
■ 老井复查助力老区挖潜增效
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”带动整体保障能力提升
“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。
（薛 婧 整理）
江汉油田联合相关石油工程分公司、石化机械、经纬公司，融合优势资源
一体联动 协同攻关打好“示范井”
□谢 江 任启明
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，加快推进资源变储量、储量变产量、产量变效益，实现互惠互利、合作共赢。
源头参与、集思广益，量身制定技术方案
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井后期压裂能够实现更高试气产量，该区块就能释放更多井位，不仅各施工单位的工作量得到有效保证，而且该区块资源整体动用率也将进一步提升，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。
打破壁垒、相互信任，各方主动参与合作
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，有效提高了钻井机械钻速。
最终，在各方共同努力下，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。