十年来，陆相页岩油“从无到有”，实现了规模效益开发（唐瑜 摄） 

长庆油田创新页岩油开发模式推进土地节约集约利用（尹洁 摄）

建成亚洲陆上最大“采油航母”——华H100平台（唐瑜 摄）

7月10日，记者走进位于甘肃省庆城县境内的亚洲陆上最大“采油航母”——华H100平台，地上整齐划一地矗立着一排排无杆采油装置和光伏板。这里占地面积仅30亩，但地下实际开采储层辐射面积却高达4万亩，这是长庆页岩油打造的“地上占一点，地下采一片”的水平井大平台。建设百万吨油田只需要六七个这样的大平台，可节约用地1400亩。

长庆油田把页岩油作为规模效益上产的重要战略接替资源，深入开展理论研究，大力实施技术攻关，持续强化管理创新，探明国内首个10亿吨级页岩油整装大油田，形成了鄂尔多斯盆地页岩油开发的技术系列，建成国内首个百万吨国家级页岩油开发示范区，蹚出了一条我国非常规油气资源规模效益开发的新路子。

从页岩里“榨”油，开启新一轮“石油革命”

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”。不同于常规油藏能够依靠自然能量、常规手段直接开发，页岩油则需利用非常规手段人工制造油藏开发。如果将椰汁比作常规石油，那椰肉里榨出来的汁水就是非常规石油，页岩油就是从页岩里“榨”出来的。

早在上世纪70年代，地质学家便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一度被认为不存在沉积体，不具备开采价值。

但擅于攻关的长庆人没有就此放弃。从2004年到2010年，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了多个有利区。

大油田即将显现。

2011年，依靠页岩油革命，美国得以再次成为全球第一油气生产大国。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。敏锐的长庆人意识到，开发页岩油的时机，已经到来！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，鄂尔多斯盆地页岩油具有有机碳丰度高、单砂体厚度薄、纵横向砂泥变化快、地层压力系数低、地貌复杂等特点，在全世界范围内都没有可借鉴经验，但我们还是要向深层进军，向效益突破，彻底攻破长7段页岩油规模勘探和有效开发的各项难题。”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对记者说，“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，勘探开发难度自然极大。为此，我们以‘水平井+体积压裂’为突破口，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。”

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，它储层致密，属于典型的“人造油藏”，体积压裂就成为针对此类非常规油气资源创造油流通道的重要措施之一，即通过给地下几千米深的岩层施加压力，产生裂缝，让藏在岩石里的石油流出来。

“这一阶段，我们单井产量获得突破，进一步明确了提产的技术方向，初步评价盆地长7油藏地质资源量，开启了陆相页岩产油新一轮的‘石油革命’，也再次坚定了长庆人推进页岩油规模勘探开发的信心和决心。”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语气坚定。 

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。

2017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。“加入这支队伍的时候，我就知道有场硬仗要打，但这是一份光荣的事业，我得把它干好。”2022年油田公司劳动模范，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感慨道。

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，单井EUR提升到2.6万吨以上。

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。

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，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；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。2022年，年单井产量较上年提高15.1%。

通过加大攻关试验，工艺持续改进升级，当下长庆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%。

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。”长庆油田首席专家刘显阳如是说。 

构建页岩油建管新模式，打造绿色低碳开发的靓丽名片 

在甘肃陇东的国家级页岩油开发示范区无杆采油示范平台——华H60平台，看不到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”——无杆采油装置。“无杆采油技术的应用，让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，进一步降低了一线员工的现场安全风险。”页岩油开发分公司安全总监向记者介绍。

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。以华H60平台为例，通过无杆采油技术的应用，平台22口水平井占用土地仅5.5亩，较常规采油井场节约土地230余亩，这也是长庆油田创新页岩油开发模式推进土地节约集约利用的成功探索和实践示范。

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，用工总量只相当于传统模式的12%～15%。

“我们坚持‘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，使百万吨用工控制在200人以内，人均原油产量年贡献值达5000吨，居油田公司首位。”页岩油开发分公司负责人告诉记者。

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，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。”页岩油开发分公司岭三联中心站员工贾宁对记者说道。

不仅如此，长庆油田还进一步抢抓新能源机遇，持续探索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，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，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。