陆相页岩油从无到有

掌控规模效益开发主动权

只有解决理念问题才能理顺技术问题，理顺技术问题就能进一步提高生产效益，逐渐掌控页岩油规模效益开发的主动权。

在新技术、新思路、新理论的指导下，页岩油产能建设项目组持续攻关，创立了陆相淡水湖盆源内成藏理论，构建了页岩油复杂缝网体积开发理论；集成创新形成了五大技术系列18项配套技术，创建了鄂尔多斯盆地页岩油规模效益开发技术系列。

面对长庆页岩油超长水平井开发过程中遇到的高水垂比、井眼轨迹复杂、储层强非均质性等难题，页岩油产能建设项目组主动聚焦工程难点，集成应用三维地震、地质建模、测井精描等多学科优势，精准刻画储层三维空间砂体展布、断层及裂缝发育情况，精细模拟多裂缝扩展规律，创新建立了不同甜点区带差异化立体压裂设计模式。而真正让长庆页岩油走出困境、后来居上的，是一系列原创性地质理论认识和关键核心技术的突破与创新。

通过地质理论和三维地震、成像测井技术的不断创新，以及水平井优快钻井、水力加砂压裂等核心技术的突破，探明了我国首个10亿吨页岩油整装大油田，也是国内最大的陆相页岩油田——庆城大油田。

厚积薄发的长庆页岩油，在实践中积累形成了获取资源能力的后发优势。据悉，针对长7页岩油体积压裂总体呈条带状复杂缝，长庆油田自主研发形成了以“多簇射孔密布缝+可溶球座硬封隔+暂堵转向软分簇”为核心的长水平段细分切割压裂模式，单井产量显著提升；结合庆城页岩油储层特点，长庆油田通过基础研究、矿场统计、裂缝测试，地质工程一体化优化固化了进液强度、加砂强度、压裂排量、单段簇数等关键参数。

十年来，陆相页岩油从无到有。2022年，长庆油田页岩油产量达到221万吨，占国内页岩油总产量的2/3。实现页岩油的规模效益开发，既是长庆油田在现有油气资源禀赋下的必然选择，又是发挥好能源保供‘顶梁柱’作用，保障国家能源安全的生动实践。

构建页岩油建管新模式

打造绿色低碳开发的靓丽名片

来到位于甘肃陇东的国家级页岩油开发示范区无杆采油示范平台，矗立在眼前的不是油井开采常见的那一排“磕头机”，取而代之的是一个个犹如等待检阅的“钢铁士兵”。无杆采油技术的应用，促使单井平均产液量较普通采油装置高出一倍，不仅免除了员工日常维护保养的繁杂工作，更有效杜绝了机械伤害，进一步消除一线员工的现场安全风险。

更值得一提的是，正因为其地面设施小巧方正的“体型”，井场占地面积较常规采油装置更小。充分运用大井丛、水平井、立体式、工厂化模式，统一采用大平台水平井组，水平段在地层横向穿越，以最少的地面占地控制最大程度的地下储量；砍掉原有生产流程中的集输站、计量站、增压站、注水站，颠覆“三低”油田注水开发的历史……长庆油田建设百万吨页岩油产能减少了80%的用地。长庆油田坚持‘用最少的人创造最大效益’的思路，积极探索‘油公司’模式下人力资源的最优配置，人均原油产量年贡献值达5000吨，居整个油田公司首位。

建管模式的创新，驱动长庆油田真正由“多井低产”时代迈入“少井高产”时代，而工业与人工智能的融合发展，则进一步助推了管理效率的提升。随着长庆油田首个全生命周期页岩油物联网云平台的上线，实现了全业务数据共享、油井自主稳定运行、场站无人平稳运行、管线智能安全运行，打造了实时感知、透明可视、智能分析、自动操控的智能油田，真正做到了“云”探油藏、智取“蓝金”。借助物联网云平台，长庆油田员工日常功图巡检时间由原来的2个小时缩短到3分钟。系统自动推送油井工况异常，不用人工巡查每一口井，大大减少了工作量。

不仅如此，长庆油田还进一步抢抓新能源机遇，持续探索了二氧化碳地层补能技术。目前，长庆页岩油首个CCUS示范区项目正高效推进，不仅为国内页岩油CCUS项目积累了宝贵经验，更将助力长庆油田“双碳”目标的顺利实现。

长庆页岩油高质量发展的路径愈加清晰。未来，长庆油田将继续奋进在这片土地，为油而战、逐梦页岩，在保障国家能源安全中持续做大长庆贡献。