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图① 图为位于西安的长庆油田数字化生产指挥中心。
图②苏里格气田实现绿色花园式开发。 （长庆油田党委宣传部供图）
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临近年底，鄂尔多斯盆地传来喜讯：截至12月27日10时，长庆油田年油气当量产量突破6000万吨，达到6000.080,000吨。年产油气当量6040.10000吨。年产6000万吨超大型油气田正式诞生。
鄂尔多斯盆地油气资源被称为“三低”中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第五采油厂，即低渗透、低压力、低丰度。由于油气藏致密，从地下开采油气极其困难，更难以实现有效的规模化开发。 “井有油，井不流”是长庆油田的客观现实。井不压裂就没有油，油田不注水就没有生产能力。油田陷入低谷。
M6米乐长庆油田油井日均产油量仅为1.3吨/日，气田单井日产气量仅为0.7万立方米。经过50多年的艰苦奋斗，长庆油田克服了“三低”油气田开发的世界性难题，最终建成了我国最大的油气田，成为贡献最大的油气田对我国过去10年的油气产量的影响。
6000万吨超大型油气田的出现，对保障国家油气战略安全有哪些现实作用和深远意义？在素有“磨刀石”之称的“三低”油气田，实现了油气产量持续高速增长和低成本开发两大奇迹。长庆油田是如何做到这一点的？经济日报记者来到长庆油田调研。
如何快速提高“三低”资源产量
面对资源禀赋的劣势，是什么让长庆油田走出困境，后起之秀？长庆人认为，这是他们几十年专注于盆地油气勘探开发逐渐形成的原始地质理论认识和关键核心技术。长庆油田依靠自主创新形成了开发特低渗透、特低渗透油田和致密气田的主要技术系列，成为我国自建国以来油气产量增长最快的油田。 21 世纪。
长庆油田执行董事、党委书记傅锁堂告诉记者：“没有基础研究的支撑，不可能有6000万吨的超大型油气田。地质认识50年勘探形成的油气理论，给了我们在低油价下拓展油气新场景，实现致密气和页岩油大规模有效开发的信心和决心。”
石油和天然气储存在数亿年前沉积在数千米深处的烃源岩中。如果找到含烃岩石中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第五采油厂，就可以找到油气田。长庆油田勘探开发研究院专家张文政在盆地寻找烃源岩已有37年。 1980年代，他和他的科研团队进行了温度和压力测试，以模拟黄土高原不起眼的洞穴中地层的演化。炎炎夏日，七八炉同时运转，玻璃反应釜内的试验温度高达600摄氏度，200个大气压。经过700多天的反复试验，团队终于获得了生烃轨迹和成煤基础数据。正是这套系统参数为长庆人发现靖边气田提供了理论依据，在国内油气勘探中得到广泛应用。
在艰苦的实践积累中，长庆人掌握了获取资源的后发优势。技术人员坚守高原沙漠，数十年来专注于盆地地质演化、油气生储规律研究，形成了盆地油气成藏五大理论。有3个吨级大油田、苏里格等3个探明储量超过万亿立方米的气田。
长庆油田总经理、党委副书记何江川介绍，1990年代，安塞油田从发现到规模化开发，前期攻关用了8年时间。阶段，在我国打造经济高效的超低渗透油田。发展先河。本世纪初，技术人员在毛乌素沙漠艰苦奋斗6年，实现了我国探明储量最大的苏里格气田的规模化开发。
掌握基础理论，摸清资源规律，掌握核心采矿技术也很关键。在产能建设主战场华庆油田，长庆油田页岩油项目经理吴志宇指着身后的H100井场告诉记者，“该平台部署了33口水平井和4台钻机，同时，也是目前我国陆上水平井数量最多的钻井平台。”吴志宇说，应用“大集群、立体化、工厂化”的水平井建设模式，地面占用土地最少，最大程度控制地下储量。一个亿吨级油田的开发，10个这样的平台就可以解决，而传统方法需要钻2000多口井，占用数百个井位。何江川说：“正是这种高效开发模式在致密气和页岩油规模化开发中的成功实践，为长庆油田加速向6000万吨的高位推进开辟了增长空间。”
在全力开发页岩油和致密气的过程中，长庆油田打破了国际石油公司的技术垄断，掌握了水平井优快钻和体积压裂等关键核心技术，实现了“三低”油气藏爆炸。巨大的能量。经过近3年的技术攻关，已将水平井开发至地下2000多米、油层4～5公里；油藏改造采用自主研发的体积压裂关键工具，单井油气产量增加8～10公里。次。
“资源优势的积累和关键核心技术的突破，让长庆油田具备了今天6000万吨巨大产能的可持续勘探潜力，”何江川说。
如何实现“小井高产”
今年 COVID-19 爆发和超低油价的综合影响对国际石油市场产生了巨大影响。在此背景下，长庆油田全年减资降本超过100亿元，不仅超额完成年初计划的生产目标，还创造了150亿元的利润。
傅锁堂说，“长庆油田能取得这样的成绩，得益于长期应对‘三低’油气田高成本挑战形成的低成本优势。”在历次国际低油价冲击中，始终能够保持盈利发展。长庆油田的开发，堪称业界的一场低成本革命。
何江川说，“与北美海相页岩油相比，我国陆相页岩油由于储层薄、压力低、渗透率低，在成本方面更具挑战性。”作为我国非常规油气开发的引领者，长庆油田开创了页岩油开发新模式，统一采用大平台水平井组开发，平均单井产量18吨；生产过程中切断计量站、增压站、注水站，颠覆“三低”油田注水开发历史；百万吨产油区只需要300人，劳动力总量相当于过去的15%。
看似集约化、简单化的新模式，体现了长庆油田十余年来转变发展方式的积极创新。 21世纪以来，随着盆地大规模超低渗透、超低渗透油气储量的发现，为尽快将资源优势转化为经济产出，长庆人启动了油气田改造。从地表到地下的整个油气开发产业链。 .
从优化设计施工、淘汰无效工序、改善低效功能入手，从单一突破到系统优化，54大类2659一体化集成装备自主创新应用，布局地面生产流程根据最佳利益。井下的核心是提高单井产量，探索油气生产效率。苏里格气田开发初期，技术人员在地下反复实践和创造性地测试节流装置，将地表管汇全部转为中低压集气，平均每口井减少地表投资150万元。源头技术创新倒逼地面集气系统改造，仅实现了我国第一个大型气田的经济有效开发。
“多井低产”是“三低”油气田无法回避的现实问题。长庆油田从2003年开始探索数字化油气田建设，目前无人值守站超过1200个。无人机巡线中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第五采油厂，带动油气生产方式和管理方式向新型产业化转变。长庆油田数字化信息管理部主任石玉江告诉记者：“经过15年的建设，长庆气田数字化覆盖率达到100%，油田达到95%。”
在苏里格气田今年建成的10亿立方米致密气高效开发示范区，已完成试气的71口井中，有31口井获得超百万立方米高产气流。长庆油田真正从“多井低产”进入“少井高产”时代。
油气田更环保
在人们的传统印象中，油气田的景象总是一片荒芜，多台“磕头机”不停地工作。走进长庆油田工作区，我发现这个“老观念”必须要改变了。
长庆油田工作面积25万平方公里，北靠沙漠戈壁，南靠黄土高原。区内10个水源保护区和6个自然保护区纵横交错，黄河42条支流呈毛细管状分布。 傅锁堂说：“油气区生态环境脆弱的现实，迫使我们加快融入黄河流域生态环境保护行动，实现清洁生产和绿色发展。”
长庆油田将新的开发理念应用于油气田各领域和建设生产全过程，推进环境治理、植被恢复和清洁生产。近10年来中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第五采油厂，长庆油田先后投入160亿元以上，加快“三废”治理技术规模化应用，实现“油中无油”、“不落泥”和压裂液循环利用等，采出水100%净化回注；全面封堵废弃油井2000多口，关停水源区原油产能70万吨以上，消除环境隐患。
长庆油田在实践中探索出林缘区、水源区、荒漠区等六大生态环境保护模式，形成了黄河流域油气开发和自然生态保护的新路径。长庆油田开创的大井、水平井开发模式，建设百万吨级油田，比以往节约土地6000亩，10年来节约土地近30万亩。吴志宇说：“应用集群水平井平台开发页岩油，可以避开地表环境敏感区，在井场周边四五公里范围内开采地下石油，实现油田协同开发。开发生产和环境保护。”在内蒙古，为保护国家二级保护动物蝎子鹤的栖息地，对100多口气井的部署进行了调整和避开，蝎子数量辖区内起重机由原来的25台增加到200多台。
M6米乐资源节约理念不仅带动油田高质量发展，也创造经济效益。位于陇东油区的4座采油厂通过技术改造，将放空的油井伴生气回收燃烧成轻烃，剩余的干气转化为油田工业用电中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第五采油厂，增加数亿美元每年的福利。目前，该油田每年从油井中开采伴生气10亿立方米，转化烃油25万吨，减少二氧化硫排放3500吨。
