什么是页岩油？它是指成熟烃源岩已生成并滞留在页岩地层中的石油聚集。页岩既是生油岩，又是储集层，石油基本未发生运移，页岩油属于原地滞留的油气资源。过去，人们普遍认为页岩似“磨刀石”一般没有孔隙，只可作为常规油藏的盖层，但其实它蕴藏着更大面积的巨量石油资源，只是不同于常规油藏可以依靠自然能量、常规手段直接开发，页岩油则需要非常规手段才能实现效益开发。

长庆油田历经50多年油气资源勘探开发实践，创新形成了低渗透油气藏地质理论和勘探开发技术系列，推动了盆地勘探开发从低渗透—超低渗透—致密油气，再到如今的页岩油。面对新一轮的“石油革命”，如何在磨刀石中“挖宝藏”，蹚出一条页岩油规模效益开发之路，记者深入陇东页岩油开发现场，探秘长庆页岩油开发背后的故事。

敢于攻关，揭开页岩油神秘“面纱”

开采难度大、成本高，为何还要坚持开发页岩油？记者抛下了此行采访的第一个问题。

“每一类石油资源都非常珍贵，为了保障国家能源安全，我们仍需依靠科技自立自强找油采油。页岩油是战略接替石油资源，其规模效益开发具有重要的战略意义。”陇东油气开发分公司页岩油产能建设项目组地质副经理雷启鸿向记者解释道。

据了解，长庆油田所处的鄂尔多斯盆地页岩油资源丰富，但整体呈层薄、非均质性强等特点，储层致密，堪称“磨刀石中的磨刀石”。

早在上世纪70年代，地质学家在中生界油气勘探过程中，40余口井在陇东地区长7段钻遇油层，其中6口井获得工业油流。虽然在局部发现了油藏，但限于当时的地质认识和工艺技术水平，难以有效动用。那时也并未认识到长7段的勘探潜力，钻遇油层一度被视为无开采价值的油层。

但敢于攻关的长庆人没有气馁，通过开展油源对比分析和生烃能力评价，明确了长7段烃源岩是盆地中生界油藏最重要的烃源岩，也进一步肯定了湖盆中部的长7段具备形成大油田的地质基础，并通过稀井广探落实多个有利区。但直井压裂后试采差、产量递减快，还是无法实现经济有效开发。如何有效提高单井产量，成为困扰长7段原油规模勘探与有效开发的最大难题。

“长7页岩油储层非均质性强、岩性致密、物性差，可以这样说，常规油藏储存岩石空隙比较大，尺寸可以达到毫米级厘米级，可我们的页岩油就相当于从70微米左右的头发丝尺度的页岩颗粒中找油产油，孔隙尺度是微米级、纳米级，因此勘探开发的难度就会极大。”陇东油气开发分公司页岩油产能建设项目组地质办公室主任陈波向记者介绍，“从石油开发的角度讲，一般都是一口直井打下去，在自然能量条件下，石油就可以自己通过井筒流动到达地面，但页岩油没有自然流动的条件，它需要人为干预、打碎铁板页岩、人工创造流动条件，因此才使得开采难度巨大、成本一直居高不下。”

2011年以后，长庆油田充分借鉴北美页岩油成功勘探开发理念，以“水平井+体积压裂”为突破口，在西233井区、庄183井区、宁89井区开展了水平井攻关试验，实现了长7段页岩层系从“单一烃源岩”到“源储一体”认识的重大转变，初步形成了具备长庆特色的水平井体积压裂提产技术。

“这一阶段页岩油的有效开发，坚定了长庆人推进页岩油规模勘探开发的信心和决心。”陈波的语气十分坚定。

敢于创新，获取页岩油开发“钥匙”

陆相页岩油作为一种极难动用的非常规资源，其开发水平引领着我国油气开发技术提档升级。一旦拿到陆相页岩油规模效益开发的“金钥匙”，就能掌握页岩油开发的有利先机，释放非常规资源的澎湃动能。

在历经早起勘探、评价与技术攻关阶段后，长庆人全面踏上了页岩油规模勘探开发之路。2017年，长庆油田组建了一支涵盖钻井、地质、开发等专业的“强悍”队伍——页岩油产能建设项目组，并在新技术、新思路、新理论的指导下，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。

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，终于发现庆城大油田，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。

“庆城油田在关键技术、核心技术的创新应用上爆发出了大能量，这一自主关键技术的集成，对我国生油层内石油资源的勘探开发具有重要的战略意义和示范引领作用。”长庆油田首席专家刘显阳表示。

不仅如此，为挖掘页岩油的勘探潜力，自2019年以来，长庆油田先后实施4口风险探井，3口井试油获百吨高产，其中一口井试油日产116.8吨，投产363天累计产油量达6114.5吨，实现了纹层型页岩油的战略突破；优选井区开展先导试验，目前已编制完成5口水平井《先导试验技术验证方案》，初步具备实施条件。“这一切成果的取得，都得益于规模勘探、水平井立体开发主体思路的确立以及核心关键技术的突破，通过持续的理论创新与技术攻关，多类型页岩油已然成为长庆油田稳产上产的重要接替领域。”雷启鸿如是说。

据悉，由长庆油田自主研发的细分切割体积压裂技术，形成以“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，促使微地震事件覆盖面积由前期50%～60%提升至90%以上，单井产量显著提升。

“近年来，通过加大攻关试验，工艺持续改进升级，咱们长庆油田页岩油相同作业规模造价标准始终在中石油处于领先地位，核心关键工具材料均实现了自研、自产、自供，单井压裂投资较2018年下降22.5%。”陇东油气开发分公司页岩油产能建设项目组压裂办公室主任赵有兴对记者说道。

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，实现了页岩油的规模效益开发。

敢于改革，激活页岩油发展“动能”

走进甘肃庆城县境内的华H100平台，这里部署水平井31口，占地面积仅30亩，在地下实际开采储层辐射面积却高达4万多亩。这种以“地上占一点，地下采一片”打造的隐形“采油航母”，与常规油井相比，产油能力增加超过10倍，占地面积却降到6成以上，实现了以最少的用地开发地下最多储量的效果。

“在传统模式下，我们建设百万吨油田需要打3000多口井，如今我们只需要10～15个这样的水平井大平台，可以节约用地达1400亩，相当于130个足球场的面积。这是长庆油田贯彻新发展理念，以页岩油开发新模式推进土地集约节约利用的有力实践。”页岩油开发分公司党群办公室主任赵一帆向记者介绍。

2020年，为加大页岩油开发力度，长庆油田成立了陇东页岩油开发项目部，2022年更名为页岩油开发分公司。作为长庆油田唯一一家以页岩油开发为主业的生产单位，自成立以来，始终坚持“创新、智能、高效、绿色”的发展理念，全面推行“平台—中心站”两级扁平化劳动组织架构，实施“大工种”“复合型”岗位设置，推动“四办+四中心”大部制改革，不断完善“管理架构扁平、劳动用工精干、运行决策高效、业绩效益突出”的管理模式，走出了一条具有长庆特色的页岩油规模效益开发之路。

“我们以效能改革不断激活发展‘动能’，率先完成新型‘油公司’模式改革，进一步压缩了管理层级，提高了劳动效率，人均原油产量年贡献值达5000吨，居整个油田公司首位。”赵一帆告诉记者。

开发模式的创新，驱动长庆油田真正由“多井低产”时代迈入“少井高产”时代，并创下了长庆页岩油多个纪录。华H100平台成为亚洲陆上最大页岩油水平井“采油航母”，华H60平台成为国内首个无杆采油示范平台，华H90平台华H90-3井刷新了亚洲陆上水平井最长水平段纪录……一项项成绩的取得离不开管理的变革，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”。

“以前执行油杆泵井结蜡分析预测及制定热洗计划需要8个小时，现在1个小时就能全部搞定，热洗作业费用单井单次降低了2500元。自从采用智能化系统后，我们可以进行油藏研究、井筒分析治理等工作，产量监控重点报表也可自动生成，进一步降低了一线员工的劳动强度，在节省时间的同时，还大大提高了效率。”油田公司2022年劳动模范、页岩油开发分公司岭三联中心站站长朱生昊激动地对记者说道。

面对页岩油水平井自然能量开发递减大、采出程度低等一系列制约页岩油规模效益开发的技术难题，长庆油田还持续探索了二氧化碳地层补能技术。作为我国首个页岩油CCUS提产提效试验项目，自启动以来，已累计注入二氧化碳62000吨，项目全周期预计“驱出”原油3.3万吨，可实现埋存二氧化碳14.4万吨，相当于植树近130万棵，近9万辆经济型轿车停驶一年。

未来，长庆油田将坚定不移走好生态优先、绿色低碳的发展道路，打造页岩油绿色低碳开发的靓丽名片。

【开局之年·奋进长庆】专家视点

从页岩里“榨”油开启“石油革命”

长庆油田开发地质一级工程师  冯立勇

专家介绍：冯立勇，长庆油田开发地质一级工程师。长期以来从事油田稳产、措施挖潜、页岩油开发等工作，在探索油井措施挖潜、提高采收率技术、页岩油水平井开发规律和不同开发阶段开发技术政策研究方面取得成绩，为老油田持续稳产和页岩油水平井高效开发做出一定贡献。

高水平自立自强，完善页岩油技术系列

页岩油是指以页岩为主的页岩层系中所含的石油资源。与长庆油田目前开发的“三低”油藏相比，页岩油储层的渗透率、孔隙度更低，纵横向砂体变化快，储层非均质性强，天然裂缝发育，原有的开发技术无法进行规模、效益开发。

美国近十年页岩油产量年均增速超25%，2019年页岩油产量达3.96亿吨，占其总石油产量的65%。美国页岩油规模开发的成功实例，启示我们页岩油可能成为解决我国当前原油对外依存度高的可行路径之一。

2011年以来，借鉴北美页岩油开发理念，长庆油田积极开展页岩油攻关研究与试验，经历了评价探索、开发试验、规模建设三个阶段。12年来，长庆页岩油开发逐步总结出“总结、优化、固化、强化、提升”的技术创新思路，坚持问题导向、目标导向、结果导向，大胆实践、创新攻关，强化技术攻关，瓶颈问题多点突破，页岩油开发技术系列逐步完善。

在“新技术、新思路、新理论”的指导下，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。

坚持上下游一体，践行全生命周期管理

开发初期，加强与产能建设项目部门沟通协作，不断加大页岩油水平井开发规律认识，固化形成了闷排采不同阶段的合理开发技术政策。为了实现新井早见油、高初产的目标，在总结历年页岩油开发经验的基础上，探索形成了新井放喷排液阶段“连续、稳定、按量”的技术规范和“单井、单线、单罐、单计”的现场管理办法，建立了新井资料录取目视化管理制度。目前，新井见油周期由2021年的120天下降至20天，单井日产能由12.1吨上升至15.7吨。

开发过程中，加强与油田公司科研单位的沟通与协作，总结出了页岩油水平井“三个延伸”产能恢复技术思路，试验出了“有机缓速酸+精准分段酸化”的主体产能恢复技术和水平井冲砂提速提效技术。全年对87口水平井实施产能恢复措施，单井日恢复产能由4.3吨提升至5.5吨，全年累计恢复6万吨，有效率由83.7%提升至90.9%。

2022年下半年以来，喜获日产20吨以上油井13口，其中一口井日产油气当量突破100吨，创页岩油水平井日产新高。2022年，实现了原油产量9换百字头、跨越3000吨、突破100万吨的“931”重大突破。目前日产水平较2022年1月上升1200吨，预计2023年原油产量较上年增加30万吨，初步实现页岩油快速上产。

创建开发示范区，助推新一轮“石油革命”

为了打造页岩油开发新模式，长庆油田组建了页岩油开发分公司，致力于将运行过程中多项指标中的“最大、最长、最多”的基础优势持续转变为“最好、最优、最强”，创建页岩油效益开发示范区。

华H90-3井创造了亚洲陆上页岩油水平井最长水平段纪录，投产至今，日产液136方，日产油51吨。华H100平台是亚洲陆上最大的页岩油长水平井平台，部署31口水平井，平台动用储量754.3万吨，控制面积20.8平方公里，单井产能13.9吨。华H60平台是长庆油田最大的无杆采油示范平台，22口井应用智能无杆采油、在线三相计量、自产液智能清蜡、绿色低碳技术，全面打造了华H60智能无杆采油示范平台。另外，长庆油田首批页岩油CO ₂补能试验，阳平2/3/4/5完成首轮6.2万吨注入量，实现了“补能”和“减碳”并行的双重目标，方案预计单井产量提高3倍以上，最终采收率提高到20%。

目前，鄂尔多斯盆地长7₁、长7₂夹层型页岩油中，已提交三级储量占资源总量的45%。长庆油田通过页岩油开发技术的创新和示范，加快我国页岩油开发步伐，尽快将庞大的储量转化成现实产量，确保完成国内石油产量2亿吨的红线目标和长庆油田6500万吨以上持续稳产，实现资源战略性接替具有重要意义。

页岩油开发正处于最佳机遇期，国家层面高度重视，盆地资源基础雄厚，高效开发技术体系逐步形成，高精尖技术人员队伍日渐壮大。下一步，将继续以页岩油高效开发为导向，加强科研攻关，扩大新工艺新技术试验，加快长7₃纹层型页岩油的动用，不断完善页岩油高效开发模式和技术体系，全力打造创新、智能、高效、绿色页岩油规模效益生产基地，力争在2025年原油产量突破180万吨。