长庆油田新时代传奇

2020年12月27日，长庆油田年产油气当量突破6000万吨，达到6000.08万吨。这一时刻，位于祖国中北部的鄂尔多斯盆地，诞生了一个年产6000万吨特大型油气田。长庆油田历时50年，攻破“三低”油气田开发世界性难题，跃上中国石油工业发展历史新高度，谱写了国家石油工业新时代传奇，发展为当下我国经济双循环新发展格局注入强劲动能。

一个6000万吨级特大型大油气田，在我国本土上建成，对保障国家油气战略安全有着怎样的现实作用和深远意义？在“磨刀石”之称的“三低”油气田，实现油气产量持续高速增长和低成本开发两大奇迹，长庆油田是如何做到的？请看来自长庆油田的调研报道。

“低渗透”上创造奇迹

鄂尔多斯盆地储藏着世界上典型的“三低”（低渗、低压、低丰度）油气资源,由于油气储层致密，把油、气从地下拿出来异常困难，实现规模有效开发难上加难。

这也是上世纪七八十年代我国东部石油会战蓬勃发展，长庆油田陷入低谷的原因。而真正让其走出困境，后来居上，源于长庆人数10年主攻盆地油气勘探、开发，形成的原创性地质理论认识和关键核心技术。

长庆油田执行董事、党委书记付锁堂告诉记者：“没有基础研究做支撑，就不可能有6000万吨特大型油气田。过去近50年探索形成的地质认识和油气理论，给我们拓展新的油气大场面，在低油价下实现致密气、页岩油规模有效开发增添了信心和决心。”

由侏罗系向更深层三叠系找油，再到古生界找气战略转移中，长庆油田遇到了前所未有的挑战。储量超4亿吨级西峰油田，勘探就经历过3次失败；攻克5亿吨储量的姬塬油田，5次无功而返；10亿吨级庆城页岩油田的勘探，历时近20年。

石油、天然气储藏在数亿年前沉积于地下数千米深处烃源岩里，发现含烃岩石，就能顺藤摸瓜找到油气田。长庆油田教授级高工张文正，就在这个盆地寻找了37年的烃源岩。

上世纪80年代，他和科研团队在黄土原简陋的窑洞里，开展模拟地层演变温度压力试验，炎热的夏天，七八台炉子同时运转，玻璃反应釜里的试验温度达600摄氏度，200个大气压。700多天的反复试验，终于获取煤的烃类生成轨迹和成烃基础资料，正是这套系统的参数，为发现靖边大气田提供了理论依据，被广泛应用于国内油气勘探。

长庆人在艰苦实践积累中，掌握了获取资源能力的后发优势。技术人员坚守高原大漠，40多年专注于盆地地质演化、油气生成、储藏规律研究，形成了盆地五大油、气成藏理论，先后找到陕北、华庆等4个探明储量超10亿吨规模大油田，擒获苏里格等3个探明储量超万亿立方米大气田。

在产能建设主战场华庆油田，长庆油田页岩油项目经理吴志宇，指着身后的H100井场告诉记者，“这个平台部署33口水平井，4部钻机同时作业，是中国陆上目前水平井数最多的钻井平台。”吴志宇告诉记者，应用“大井丛、立体式、工厂化”水平井建设模式，地面最小占用土地，地下最大程度控制储量，开发亿吨级油田用10个这样的平台就可解决，而传统方式要打两千多口井，占用数百个井场。

长庆油田总经理、党委副书记何江川说：“正是致密气、页岩油这种高效开发模式的成功实践，打开了长庆油田加速挻进6000万吨高点的成长空间。”

“井井有油，井井不流”是长庆油田的客观现实，井不压裂不出油，油田不注水没产能。依靠自主创新形成特低渗、超低渗油田、致密气田开发主体技术系列，长庆油田成为新世纪以来我国油气产量增长最快的油田。上世纪90年代，安塞油田从发现到投入规模开发，前期技术攻关就花了8年时间，开创了我国特低渗油田经济有效开发之先河。新世纪初，技术人员在毛乌素沙漠6年艰苦探索，才使我国探明储量最大的苏里格气田实现规模开发。

在近两轮国际超低油下倒逼下，长庆油田全力攻关页岩油、致密气开发，先后建成国家级百万吨页岩油示范区、10亿立方米致密气高效开发示范区。打破国际石油公司技术垄断，长庆掌握了水平井优快钻井、体积压裂关键核心技术，让“三低”油气藏爆发出巨大能量，近三年技术攻关，水平井发展到在地下2000多米深处，横穿油层4--5公里；储层改造采用自主研发的体积压裂关键工具，单井油、气产量提升了8—10倍。

长庆快速发展来之不易，由于天生资源禀赋差，油井平均日产油只有1.3吨，气田单井日产气仅为0.7万方，长庆人斤两不拒，积少成多，聚小成大，在“低渗透”上建成了中国最大油气田，成为我国近10年油气产量贡献最大油气田。

资源优势的积累，关键核心技术的突破，让长庆如今在6000万吨巨大体量上，仍具备可持续上产的潜力。

低成本的成长之路

新冠疫情和国际超低油价叠加影响，已让国际石油巨头陷入财务亏损，北美众多页岩油企业纷纷破产。全年压投资、降成本超过100亿元的长庆油田，今年不仅超额完成年初计划生产目标，还贡献出150亿元利润。

付锁堂说，“长庆能够在危机中育新机，变局中开新局，得益于长期应对‘三低’油气田高成本挑战，形成的低成本优势。”在历次国际低油价冲击中，始终能保持效益开发，长庆油田的发展被业界称作低成本革命。

何江川说，“相比北美地区海相页岩油，我国陆相页岩油由于储层薄、压力低、渗透率更低，规模开发在成本上更具挑战性。”长庆作为我国非常规油气开发的引领者，创造的页岩油开发新模式，统一采用大平台水平井组开发，平均单井产量达到18吨；砍掉生产流程中的计量站、增压站，注水站，颠覆了“三低”油田注水开发的历史；百万吨采油区只需300人，用工总量相当于过去的15%。

看似集约简单的新模式，凝结了长庆10多年转变发展方式的创新元素。仅今年在苏里格气田建成的10亿立方米致密气高效开发示范区，完成试气的71口井，31口获得超百万立方米高产气流。长庆油田真正由“多井低产”迈入“少井高产”时代。

新世纪以来，随着盆地大规模特低渗、超低渗油气储量被发现，面对这千载难逢的发展机遇，为尽快把资源优势转化为经济产量，长庆人从地面、地下两个层面，启动了油气开发全产业链变革。地面从优化设计、建设入手，剔除无效流程、提升低效功能，从单项突破到系统优化，先后自主创新应用了54类2659台一体化集成设备，让地面生产流程按最佳效益布局。

地下以提高单井产量为核心，发掘油气生产效能。苏里格气田开发初期，技术人员反复实践，创造性地在井下试验成功节流装置，把地面所有管汇变为中低压集气，平均每口井地面投资降低150万元。源头技术创新，倒逼地面集气系统变革，才有了这个国内第一大气田的经济有效开发。

“多井低产”是“三低”油气田不可回避的现实，长庆油田把低成本作为可持续发展生命线，从2003年就开始探索数字化油气田建设，目前有1200多个站场实现无人值守，采用机器人巡检，无人机巡线，驱动油气生产方式、管理模式，向新型工业化转型。

长庆油田数字化信息管理部主任石玉江说，“经过前后15年建设，气田数字化覆盖率达到100%，油田达到95%。被业界誉为国内工业化与信息化融合的典范。”

长庆人追求低成本开发“三低”油气田，将集成创新的900多项先进适用技术，嵌入油气田建设、生产、管理关键环节，实现油气开发全产业链数字化转型和智能化升级，把千里油气区8万口油气井、3000座站库、7万公里管线的生产、管理要素，“装”进电脑里，集中于鼠标控制，极大地释放了生产力，人均年劳动生产率由80万元提升到151万元。油田从2000万吨发展到6000万吨，规模扩大了两倍，用工总量仍保持在当时的7万人。

可持续的发展模式

长庆油田工作区域25万平方公里，北部荒漠戈壁，南部黄土高原，区内10个水源保护区、6个自然保护区纵横交叠，黄河48条支流如毛细血管分布其间。

付锁堂说：“油气区域生态环境脆弱的现实，倒逼我们加快融入黄河流域生态环境保护行动，实现清洁生产、绿色发展。”

新世纪以来油田快速发展中，长庆油田重新认识上世纪油田开发给油区环境带来的影响，确立了“资源节约，环境友好”型油田建设目标，逐年加大存量治理与增量保护。所开发的安塞、西峰等4个油田先后被列入“国家绿色矿山名录”，为后来油气开发树立典范。

把新发展理念贯穿于油气田建设、生产各领域、全过程，推进环境治理、植被恢复、清洁生产，近10年，长庆油田先后投入超过160亿元，加快“三废”处理技术规模应用，实现“采油不见油”“泥浆不落地”、压裂液循环利用，采出水100%净化回注。对2000多口废弃油井彻底封堵；累计关停水源区70多万吨原油产能，消除了潜在环境隐患；加速推进生产建设全过程生态保护，建成清洁文明井场8000余个。

吴志宇介绍说，“应用丛式水平井平台开发页岩油，能够避开地面环境敏感区，在一个井场把周围四五公里范围内地下的石油开采出来，实现油田开发与生产环境保护协调发展。”长庆油田在实践中探索出林缘区、水源区、沙漠区等六种生态环境保护模式，形成了油气开发与黄河流域自然生态保护新路径。在内蒙古，为给国家二级保护动物蓑羽鹤一个安静的栖息地，调整避让100余口气井部署，辖区内蓑羽鹤数量由当初的25只增长到200多只。

长庆油田创造的大井丛水平井开发模式，建设百万吨油田，较以往节约6000亩土地，近10年累计节约土地近30万亩。位陇东油区的4个采油厂，通过技术创新方式，把以往放空燃烧的油井伴生气，回收变成轻烃，剩余干气转化为油田工业用电，每年多创造数亿元效益。把资源节约的理念，变成油田高质量发展的的成果。目前，油田每年回收油井伴生气达10亿立方米，转化烃质油25万吨，减排二氧化硫3500吨。

秋季，是黄土高原一年最美的时节，长庆油田仅在陇东油区就建成生态保护区20个，碳汇林面积达80多万亩。油田员工每年增绿植300余万平方米，生产区域的绿化覆盖率95%。油气井站和谐地镶嵌在绿水青山之间，让千里油气区成为高原大漠上一道靓丽风景。