2022年，作为国内首个百万吨页岩油开发示范区，长庆油田陇东地区页岩油产量达到164万吨，超国内页岩油产量的二分之一，开辟了我国非常规油气资源效益开发的新路子。

从古城庆阳出发，沿途沟壑纵横、梁峁交错，这里是全国黄土层最厚的高原。4月20日，在长庆油田陇东页岩油开发现场，随着最后一台压裂泵车停泵，全国首个页岩油平台水力压裂试验场顺利完成44段168簇压裂施工，陆相页岩油的规模效益开发进入新的阶段。

用一个平台实现传统模式近百口井的生产效果，这是长庆陇东页岩油开发的一个缩影。经历了数十年的科技攻关和勘探开发，长庆油田创新形成了页岩油复杂缝网体积开发理论，创建了鄂尔多斯盆地页岩油规模效益开发技术系列。2022年，作为国内首个百万吨页岩油开发示范区，陇东地区页岩油产量达到164万吨，超国内页岩油产量的二分之一，开辟了我国非常规油气资源效益开发的新路子。

思想破冰寻突破

在上世纪70年代初，长庆油田会战指挥部在庆阳地区宁县的长庆桥村正式组建。地质学家对陇东地区开展了早期地质勘探，在对中生界油气勘探过程中，共有40余口井在长7段钻遇油层。但受限于当时的地质认识和工程技术水平，直井压裂后试采差、产量递减快，该层系页岩油所处的烃源岩也被一度被认为不存在沉积体，不具备开采价值。

长庆人依旧没有放弃对这片热土的探索。在2004年到2010年，随着对地质理论认识的不断深化和大胆创新，勘探也经由源外勘探拓展向源内勘探的深入，长庆人成功在该区域发现了砂体和沉积体，相继落实多个有利区块。

大油田就在眼前！

在此期间，长庆油田相继在低渗透、超低渗油藏的开发上取得突破，地质认识、工程技术愈发成熟，“磨刀石革命”成效初现。但页岩储层又称“磨刀石中的磨刀石”，要从这样的石头里打出油，可以说是在干毛巾里挤水，千层饼中找芝麻。长庆人一直对陇东地区这一大块“宝藏”实现工业突破耿耿于怀。2011年，大洋彼岸，借助页岩油革命的春风让美国重返全球第一油气生产大国。

敏锐的长庆人意识到，开发陇东页岩油，时机到了！

同年，长庆油田正式对长7段页岩油开展地质评价与技术攻关。与美国海相页岩油不同，陇东地区页岩油具有砂体厚度薄、纵横向非均质性强、地貌复杂等特点，世界范围内都没有可借鉴经验。

向深层进军，向效益突破，道路崎岖且坎坷。

蒙着眼睛往下钻。巨厚黄土层的黄土塬地貌让陇东的页岩油为黄土所覆盖，地震激发像一拳打到棉花上，要实施精准的地震勘探，就像在几千米厚的黄土里撒一把小米，再把小米从黄土里逐个挑出来，难度不言而喻。只有转变传统油气勘探观念，才能实现陇东地区油气勘探的大突破。

小块头要做大文章。与传统圈闭成藏理论不同，页岩从生油变为产油，源储一体、自我封闭、常非有序分布，特别是在长7页岩油，纵向多套油层叠合，对井网布置提出了更高要求。如若仅利用传统的直井向下开采，不仅难以“窥其全貌”、实现牵一发动全身的效果，地面工程建设也是不小的挑战。如何实现地上占空间小、地下控制范围大，做好水平井、丛式井的文章就显得尤为关键。

小裂缝实现大效益。页岩油储层致密，属于典型的“人造油藏”，体积压裂就成为了针对此类非常规油气资源创造油流通道的重要措施之一，为推动美国页岩油革命奠定坚实基础。这项舶来的概念可以实现立体动用地下资源，而何为“体积改造”，其中涉及的封隔器、可溶桥塞等装备又能否实现大规模国产？相应的工程技术仍是一片空白。

如何蹚出一条页岩油规模效益开发的路子，成为摆在长庆人眼前的难题。

不破不立见曙光

2018年，一支汇聚地质、钻井、压裂等专业精兵强将的队伍在庆阳集结——页岩油产能建设项目组就此成立。与50年前的长庆会战如出一辙，大家心里清楚：页岩油，有场硬仗要打。

“这是一份事业，我得把他干成。”曾经是页岩油产能建设项目组的骨干之一，现为长庆油田陇东油气开发分公司产能建设项目组地质办公室主任的陈波，用了近10年时间，就为做好这一件事——和这些石头硬碰硬！

在“新技术、新理念、新思路”的指导下，陇东油气开发分公司开展持续攻关，集成创新形成了以大平台立体式布井、三维水平井优快钻井、细分切割体积压裂为代表的五大技术系列18项配套技术，创建了页岩油效益建产技术体系，单井EUR提升到2.6万吨以上。

面对陇东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，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。

真正让陇东页岩油走出困境、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。

2D模糊？那就3D。长庆油田创新利用黄土塬可控震源三维地震技术，将2D变3D，从有线变无线，最大程度消除黄土层的影响，既看得更清，又探得更深。

直井受限？那就水平井。打到地下储层几千米，可以平着走，像是给钻头装上“导航系统”，在地下几千米坚硬的岩石里自由穿行，做到了打得快、打得准。在一个作业区多口井纵横分布，用小场地撬动大资源。

设备太贵？那就自主研发。通过加大攻关试验，工艺持续改进升级，当下页岩油开发核心关键工具材料均实现自研、自产、自供，相同作业规模造价标准始终在中石油处于领先地位，单井压裂投资较2018年下降330万元，降幅18%。

厚积而薄发的长庆页岩油，在实践中积累形成了获取资源能力的后发优势，逐渐掌控了规模效益开发主动权。

拨云见日向未来

地上绿意盎然，平台上树立着光伏板和采油树；地下井网密密麻麻，建立了多层“地下城”。这就是亚洲陆上最大水平井平台——华H100平台。这里部署了31口水平井，地面占地仅仅30亩，在地下实际开采储层辐射面积4万多亩。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2000多口井，使用数百个井场。

非一般的集约开发模式，凝结着长庆油田页岩油十余年非一般的探索实践。

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，用工总量只相当于传统模式的12%～15%。“坚持‘用最少的人创造最大效益’思路，我们探索‘油公司’模式下人力资源最优配置，百万吨用工总量不及常规采油单位十分之一，人均吨油贡献率油田公司最高。“页岩油开发分公司总地质师梁晓伟说。

高效集约的生产模式也在于一体化理念的提档升级。“实现页岩油的效益开发，关键在于油藏地质、开发技术、工程技术的相互融合。”页岩油产能建设项目组钻井副经理李治君向记者介绍，地质认识融入工程技术，把工程技术落脚到开发需求上，形成了页岩油高效勘探、效益开发、地质工程一体化的新模式。“以前以地质为核心，甲方说了算，现在是地质工程一体化，甲方乙方共同发力、共同解决难题。”川庆钻探c50116队长魏代辉说。

凝结了长庆油田十多年转变发展方式的创新元素，驱动长庆油田真正由“多井低产”时代迈入“少井高产”时代。促进工业化与信息化融合，加快数字化转型升级，长庆油田效益开发涌现出了更多新的可能。

“借助物联网云平台，我们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。”页岩油开发分公司的周晶晶是油田信息化建设的亲历者之一。前端实现油井自主稳定运行、管线智能安全运行、场站无人值守运行的小闭环管理方式；后端以物联网云平台为核心，形成基于模型算法远程控制、多部门多学科协同办公的大闭环管理方式。一种全生命周期管理的页岩油开发模式在长庆油田悄然崛起。

“当技术发挥到极致，就要考虑从管理上做文章。”中国石油大学（北京）非常规院院长鲜成钢对于页岩油前景的展望与长庆油田下一步发展不谋而合。

未来，长庆油田将接续向油气水综合利用、风光热绿色接替、全过程智能管理的建设模式方向迈进，打造页岩油规模效益开发的长庆模式。

页岩油规模效益开发的春天，已经来到。