夏季热浪刚刚退去，鄂尔多斯盆地迎来连绵秋雨。9月上旬，长庆油田今年第23口百万立方米高产气井诞生，百万吨页岩油国家示范区日产原油攀上700吨水平运行。致密气、页岩油规模开发的成功实践，打开了长庆油田在5000万吨高点上持续成长的空间。
“没有基础研究创新，就没有长庆5000万吨大油气田。过去近50年探索形成的地质认识和油气理论，给我们当下拓展新的油气大场面增添了信心和决心。”长庆油田党委书记、总经理付锁堂说。
正是基于这种理性思考，2017年，长庆油田提出“稳油增气，持续发展”战略。2018年，长庆油田主动对接国家油气战略需求，将“稳油增气”调整到“油气双增”轨道，规划到2025年油气产量实现6300万吨，相当于在未来六七年，给国家新增一个年产千万吨级大油气田。
基础研究形成的资源掌控能力
长庆油田未来发展取决于地质认识和非常规油气理论的突破，2018年生产的5490万吨油气，有90%以上属非常规油气。5000万吨持续稳产上产，必然会面临后备油气储量压力加大的挑战。
储量是资源开发企业的命脉。长庆油田对提升国内油气产量有着强烈的忧患意识。上世纪70年代末，由于侏罗系油田开发后续储量难有突破，导致2万多人整建制被调往华北、中原油田。原油年产量在140万吨徘徊不前，发展陷入低谷。
自然递减是油田开发避不开的自然规律。如果按油田10%、气田20%的递减速度，维持5000万吨油气稳产，每年需要建设上千万吨产能来弥补缺口。过去10多年大规模勘探开发，盆地资源劣质化日益加剧，油气生产犹如逆水行舟，不进则退。
长庆油田立足对盆地资源的客观认识，提出持续增长战略。“鄂尔多斯盆地油气勘探开发处在黄金期，近两年在盆地南部找气、西缘和北部找油均有重大发现，老区下部新层系仍有找到大油气田的潜力，盆地外围勘探才刚刚开始。”付锁堂说。
过去10年，长庆油田每年探明油气储量约3亿吨、3000亿立方米，连续10年占中国石油半壁江山。得天独厚的储量优势，让国内同行羡慕不已。
油气储量的爆发式增长，源于地质研究领域的艰苦探索，成就于三维地震、优快钻井、成像测井、储层压裂改造核心技术的突破，从而掌握了盆地地质构造、烃源岩沉积现状、油气成藏机理和分布规律，形成一系列油气地质理论。
长庆油田勘探开发研究院博士张文正说：“我们的科研团队与‘磨刀石’打了37年交道，就是为了搞清它的前世今生。”张文正的工作就是在盆地寻找“烃源岩”（生油岩），把它在亿万年沉积、演变的机理摸清楚，需要不断认识、反复对比分析，进行室内实验和现场验证，最终形成客观数据支持的地质理论，来指导油气勘探。
侏罗纪古地貌成藏理论的建立，发现了马岭等侏罗系油田，支撑长庆最初20年发展；三叠系三角洲成藏理论的形成，找到了亿吨级安塞油田和3亿吨靖安油田；奥陶纪古地貌成藏理论的创立，勘探发现了储量3000亿立方米的靖边大气田。
新世纪以来，长庆油田突破黄土塬、沙漠勘探技术“禁区”，在确立上古生界岩性圈闭成藏模式、湖盆中央成藏理论的同时，总结形成“三个重新认识”，即重新认识盆地、重新认识低渗透、重新认识自己，引导勘探发现我国陆上储量最大的苏里格气田，探明储量超4亿吨的西峰油田、5亿吨级姬塬油田，奠定长庆迈向5000万吨的资源储备。
基础研究不断丰富和创新油气理论，驱动了思想解放，拉动勘探突破。2018年，外围河套盆地石油勘探获重大突破，打破这一地区数十年久攻不破的历史。今年，天环新区石油勘探获10口20吨以上高产油流井，形成南北两个新的亿吨级大场面。天然气勘探继去年在靖边气田东部形成千亿立方米高效建产区，今年在西部探明超2000亿立方米优质海相储量，首次在盆地下古生界形成储量超万亿立方米大气区。令人振奋的是，近两年页岩油探明储量超5亿吨。
长庆人不断给自己设计出新问题，在实践中寻找答案。中生界还有没有其他生烃层系？下古生界有没有烃源岩？显然，对盆地油气储藏规律的不断认识和把握，让如今的长庆油田对未来更加自信。
基于自主创新集成的技术实力
今年年初以来，长庆油田采用水平井开发的页岩油示范区，投产后平均单井日产油达12吨。致密气产能建设今年连获25口百万立方米高产井，其中有6口水平井同属一个井组。“关键技术、核心技术的创新应用，让油气田爆发出大能量。”长庆油田副总地质师吴志宇说。
长庆油田是国际上典型的“三低”油气田，储层致密、丰度低、压力低。目前生产的6万口油井，平均单井产油1.3吨；1.6万口气井平均单井日产气仅0.77万立方米。分别为常规油气田的1/10、甚至1/100。可见发展的艰难和不易。
安塞油田是我国最早成功开发的特低渗油田，储层平均渗透率只有0.49毫达西，当时世界上还没有开发渗透率小于1的油田先例。面对“井井有油，井井不流”的现状，科技人员开展先导性、工业化试验，经历8年技术攻关，依靠自主创新，最终形成“温和注水、整体压裂”主体技术系列，创造了特低渗油田规模有效开发的世界奇迹。
正是关键技术、核心技术的牵引力，将一个产量快速增长的长庆油田带入新世纪。2003年，随着储层更致密的西峰油田、姬塬油田投入开发，长庆在“特低渗”上年产油气当量突破千万吨大关，成为我国石油工业战略西移的标志性成果。
长庆油田从问题原点出发，寻找突破难题的思路和方法，在实践中学习借鉴、自主创新、集成应用，掌握高效开发“三低”油气田的科技实力。苏里格气田经过5年技术攻关，2006年启动大规模开发，目前已成为国内年产量最高的气田。
突破特低渗、再战超低渗，长庆油田不断挑战“三低”极限，拉动我国非常规油气资源大规模开发。油气产量2007年达到2000万吨之后，以每年净增500万吨的幅度，2013年攀上5000万吨高点，成为我国第一大油气田。在中国本土建成如此规模大油气田，给保障国家油气安全增加了重量级砝码，为推进国家油气对外合作战略增加了话语权。
新探明储量劣质化加剧与油气稳产上产之间的矛盾，驱使长庆油田深化原始创新、自主创新，利用国内最大规模油气产能建设实践主战场和近3年组建的2100多人参与的30个技术攻关团队，从室内实验、设计研制到生产现场反复验证，发力水平井提速、提效、提产，加速储层改造核心技术新突破。
针对储层致密特征，长庆先后突破水力喷射压裂、分段压裂、体积压裂关键技术，最大限度打通地下油气渗流通道；围绕储层低压，从温和注水、稳流注水发展到智能注水，平衡补充油气生产压力；紧盯储层厚度变化，应用大斜度井与水平井组合开发，井眼轨迹由斜穿储层上百米，发展到横穿储层数百米、上千米，目前开发的页岩油，水平段达3000米以上，单井油气产量增加了7至8倍。单就压裂工具的创新攻关，目前长庆已研发应用到第五代水力喷射新型压裂工具系列产品，获国家授权发明专利12件，打破国际公司技术垄断。
征战致密气，攻克页岩油。长庆油田瞄准低品位储层前瞻性研发、试验，创新攻关，驱动三维地震、成像测井、储层压裂关键技术核心技术升级换代，油气开发从主攻致密气田，延伸到页岩油领域，开辟了国内油气持续上产主战场。
发展模式转型创造的低成本优势
地下“先天不足”，地表沟壑纵横，“三低”油气田开发面临高成本现实。长庆油田之所以引领国内非常规油气效益开发，关键在于把高成本挑战变成低成本优势。
实现致密气、页岩油经济有效开发，是决定长庆油田高质量发展突破口。今年前8个月，利用水平井加分段气藏改造，致密气开发获超过20口百万立方米以上高产井。页岩油示范区水平井试油单井产量达18吨。单井产量的提升，让长庆油田继2018年节省36亿元投资和成本的基础上，今年有望控降投资仍保持在30亿元之上。
长庆油田从2017年9月启动建设的国家页岩油开发示范区，创新了开发模式。依靠井下自然能量，将由20余个水平井平台（每个平台8至20口水平井）生产的原油，直接集输到无人值守联合站——岭二联，形成年产百万吨的采油规模。这种模式只需300人就可满足百万吨油田日常生产管理。
新模式统一采用水平井组开发，又砍掉原油生产流程中端的集输站、计量站、增压站、注水站，百万吨产能减少了80%的用地，用工总量相当于过去的12%至15%，还能实现在地面避开环境敏感区，利用油井三四千米长的水平段横向穿越，将周围半径三四公里范围内2000米深处的原油开采出来。
看似集约简单的新模式，凝结了长庆油田几十年转变发展方式的创新元素。安塞油田得益于地面生产流程简化，实现规模有效开发，才有了享誉国内的安塞模式。靖安模式、西峰模式等，成为“三低”油气田低成本开发的典范。
“三低”油气田效益开发模式的持续创新，源自于地面建设优化、生产方式转型和管理方式变革。
地面建设优化从源头设计切入低成本，以标准化设计、模块化建设，布局油气生产流程。统一新建油气田各类站、库和所有生产流程，建设一座大型原油联合站，由过去一年压缩到半年。油田地面建设占产能建设投资，由过去45%降到30%左右。
生产方式转型着眼于简化生产流程，把原油从井口到联合站的集输、计量等中端环节，压缩集成到多功能移动装备上。
管理方式变革让优质资源和经济要素得以高效配置。长庆油田运用市场机制，集纳国内外技术、人力资源，高效组织2000多家施工队伍、20万人参与的油气会战，借助现代信息技术、移动互联网和智能技术，结合生产需求集成创新，嵌入油气生产流程，建成无人值守集气站、无人值守联合站。站外无人机巡线，站内机器人巡检，油气生产实现远程监控、自动检测、智能化管理。目前，气田数字化覆盖率达100%，油田达94%。
信息化与油气开发的融合，促进发展效率提升、发展动力转换，化解了生产规模持续扩大对用工刚性增长的矛盾。长庆油田目前用工总量仍保持在2000万吨油气产量时的7万人。
长庆油田的低成本优势，已内化为抵御和化解企业经营风险的能力。2015年至2016年，国际油价断崖式下降，长庆油田平衡油气产量，不仅没关一口井，还实现效益开发。
