张 俊 胡孟一
7月初，西北油田顺北油气田一口开发井完钻，地质模型显示井底距断控缝洞体仅剩最后几十米。现场与后方一体化团队同步研判，精准调整井眼轨迹，最终以98.6%的储层钻遇率顺利完井。这样的场景，正是西北油田“三个一体化”管理理念落地的写照。
今年以来，西北油田坚持系统性思维，以勘探开发、地质工程、地上地下“三个一体化”为管理主线，推动各环节深度融合、高效协同。截至7月31日，油气当量产量超时间进度运行，高质量发展根基持续夯实。
勘探开发一体化资源与产量“一盘棋”
勘探开发一体化的本质，是让“找油”与“采油”从前后接力变为同向发力。
过去，勘探只管找储量，开发只管建产能，中间缺少有效衔接，常常出现“勘探有发现、开发难动用”的困局。“以前我们提交的储量报告，开发那边说‘不好用’；开发反馈的需求，我们又觉得‘不好办’。两边各有各的节奏，中间差着一大截。”西北油田油气开发管理部副经理田亮说。
为打通这一梗阻，西北油田建立勘探开发一体化运行机制，打破两个团队之间的壁垒：勘探阶段邀请开发团队提前介入，一起评估储量的可动用性；开发阶段勘探团队继续跟踪，为井网部署和产能建设提供地质支撑。两支团队互相取长补短，从“接力跑”变成“一起跑”。
在新区，勘探开发一体化团队揭示了超深断控缝洞体地震波场特征，建立走滑断裂带结构化精细解析技术，规模储集体预测吻合率由57%提升至88%。“过去给开发交底，心里没底；现在预测准了，开发方案编制也顺了。”集团公司高级专家杨敏说道。在老区，团队依托勘探提供的精细地质模型，推进S48规模气顶驱先导试验、优化顺北一区高注低采井网转换。截至7月31日，顺北二区6个注气单元实现保压稳产；采油二厂自然递减同比下降0.8个百分点。勘探与开发，正从“各管一段”走向“全链条贯通”。
地质工程一体化设计与施工“一张图”
如果说勘探开发一体化解决的是资源接替问题，地质工程一体化解决的则是如何把井安全高效地打成。
西北油田顺北油气田储层在8000米深，断控缝洞型碳酸盐岩极其复杂，素有“地下珠峰”之称。传统模式下，地质给个“靶点”，工程负责钻井，如果井下复杂情况预测不准，就要提前终孔。“地下8000米，看不见摸不着，靠经验判断风险，经常是钻头到了跟前才发现问题。”西北油田钻完井首席专家翟科军说。
打破这一困局的，是一个实体化运作的“地质工程一体化专家工作室”。物探人员与钻井工程师并肩作战，用高精度“CT”提前扫描识别断裂带结构，预判破碎带、异常高压等风险井段，从设计源头避开“地质雷区”。以前钻井多靠经验判断，如今通过大模型预演，结合地层压力、岩石力学等数据科学决策，工程方案与地质条件精准匹配。现场一旦遇到复杂情况，多专业专家集中会诊、快速决策。“地质和工程一起给设计方案签字，谁都不当‘甩手掌柜’。”翟科军说。1月至7月，顺北油气田开钻17口井，单井钻井效率持续保持高效，钻机动用率86.12%，超8000米深井钻井周期从235天压缩至89.5天。
地上地下一体化技术与现场“一条链”
西北油田进入注水开发后期，大量剩余油富集在溶洞高部位，常规工艺够不着，成为地下“阁楼油”。“地下说‘我要注气’，地上得回答‘气从哪里来、怎么注进去、注了怎么封住’。”田亮说。
2012年，地下油藏团队提出用氮气从顶部“压”油，地上工程团队同步攻关制氮注气、井筒防腐等配套技术。首口试验井塔河油田TK404注入氮气后，收到显著增油效果。一次跨专业的联动，打开了一条提高采收率的新路径。
从一口井到百万吨级规模建产，地上建站、井下工艺、油藏研究三条线同步推进。地上建成2座集中制氮注气站，日产百万立方米高纯度氮气；井下配套耐蚀合金油管与防腐封隔器，单井检管费用平均节约500万元；地下建成39个重点单元全覆盖地质模型，构建起“一注多采、高注低采”气驱井网。今年以来，西北油田累计部署井位247口，治理重点单元16个，自然递减率同比下降1.7%。