长庆天然气发展迅猛，给华北地区和陕甘宁蒙区域建成了安全稳定的气源地。 供图/彭旭峰

　　长庆油田通过解放思想、持续创新和转变发展方式赢得建设大油气田的机遇。

　　○ 文/彭旭峰

　　2013年岁末，在鄂尔多斯盆地，诞生了一个年产5000万吨级的油气田。历时43年，长庆油田在我国本土继大庆油田之后建成第二个世界级特大型油气田。

　　一个大油气田的诞生，对保障国家油气战略安全、调整能源结构、推进经济转型升级、提升和改善民生有着重要现实作用和深远意义。社会在关注，在有“磨刀石”之称的“三低”油气藏上,“西部大庆”是如何建成的?究竟蕴藏着多大能量?给我们日常生活带来什么影响?

　　从梦想到现实

　　在不断地挑战极限中，长庆油田通过解放思想、持续创新和转变发展方式赢得建设大油气田的机遇。

　　在经历三次决定长庆油田命运的转折和跨越期间，思想解放的影响可谓深远。

　　上世纪80年代，长庆油田原油年产量上到140万吨左右徘徊不前。这一时期，由于后续资源接替乏力，“小而肥”的侏罗纪油藏开发陷入低谷。始于1970年的长庆石油会战必须解放思想，在长达10多年的坚守探索、艰难突围之后，石油勘探开始由侏罗纪向三叠纪转移，从中生界找油向古生界找气转移。

　　上世纪90年代，长庆集中仅有的资金，在盆地三叠纪找油的同时，亦拉开天然气勘探。随着塞1井和陕参1井勘探获重大突破，发现亿吨级安塞油田和当时我国探明储量最大的靖边气田。思路的转变，彻底扭转了“无米下锅”的困境，长庆自此走出“十多年不上产”的窘迫。

　　世纪之交，中国石油做出“稳定东部，发展西部”战略，以年产油气当量500万吨规模在国内暂露头角的长庆油田，提出用“三个重新认识”(重新认识鄂尔多斯盆地，重新认识长庆低渗透，重新认识自己)来驾驭油田的未来发展。

　　三个重新认识给长庆油田带来了翻天覆地的变化——苏里格气田、西峰油田和姬塬油田相继问世，打破了国际知名石油公司对特低渗油田“不能有效开发”的权威判定，并实现高效开发。

　　2008年，美国金融危机向全球漫延，国际油价高位震荡，我国石油对外依存度突破50%，国内多个城市“气荒”频现。作为中国第三大油气田，长庆重新审视盆地资源潜力，提出在鄂尔多斯盆地建设5000万吨特大型油气田目标。随后，迅速掀起“三千万吨在握，五千万吨在望，我们准备好了吗”大讨论活动。这一次自上而下的思想解放，延伸到生产一线员工，内容涉及转变传统油气生产、管理方式，运用先进理念和技术建设现代化油气田等新思路，凝聚并坚定了员工在“超低渗”上建设大油气田的信心和决心。

　　持续创新打造开发硬实力

　　长庆油田开发的是世界典型的“三低”(低渗、低压、低丰度)油气藏，被称之为“磨刀石”。国际上把渗透率小于50毫达西的油田划为低渗透油田，长庆80%的油气田渗透率小于1毫达西，属于特低渗、超低渗范畴，是国际公认没有开发价值的“边际油田”。

　　与国际上类似油气田相比，这里的油气储层还属罕见的低压力、低丰度。先天不足的“三低”特征，意味着在开发上不仅要解决低渗透难题，而且面临着低压、低丰度挑战。

　　长庆的油井平均日产油不到2吨，为国内常规油田的1/10;苏里格气田单井产气仅为1万立方米。从相对容易开发的低渗透到特低渗，再延伸至超低渗，长庆油田的发展是围绕寻找油气和提高单井产量不断挑战“三低”开发极限的创新实践。

　　致力于提高地震波穿透力的勘探技术创新，以识别分析地下岩层发现油气，在实践创新中形成了黄土塬非纵地震技术和全数字沙漠地震技术，突破了黄土塬、沙漠地震勘探世界难题，掌握了高效识别地下数千米深处油、气层的能力。

　　与此同时，围绕低渗透、低压力、低丰度探索，形成了压裂、注水、水平井开发系列主体技术。水平井压裂技术的重大突破，让地下油、气渗流通道，由原来的“羊肠小道”变成“高速公路”，目前投产的上千口水平井，油、气单井产量较直井提高了3~5倍。通过压裂打通油气渗流路径，依靠注水恢复储层油气流动压力，用水平井横穿储层增加油、气渗入井简面积来提高单井产量。

　　为攻克低渗透、突破特低渗和解放超低渗，长庆油田将压裂技术由常规压裂发展到分层压裂、体积压裂，形成适应不同油气层压裂的技术系列，让盆地大面积分布的“超低渗”油气实现有效开发。

　　全流程工艺创新—从油气层顺着井简一路延伸到地面生产流程关键环节，形成高效开发超低渗油藏和苏里格气田系列配套技术。其中，井下节流技术的创新和应用使苏里格气田实现了地面中、压集气，生产流程和集输管汇全部国产化，单井地面投入由原来220万元降至110万元。

　　“西部大庆”的快速发展，还得益于开放式科研体系和灵活的创新机制。长庆油田与中科院、清华大学、中国石油大学等国内知名科研机构和院校，以及斯伦贝谢、哈里伯顿、壳牌等跨国公司合作，按照自主创新、集成创新方式，集纳国内外创新资源，组织长周期国家重大专项课题和863项目课题。同时，亦能够迅速集中科研力量，开展短、平、快式的生产难题攻关。

　　走新型工业化之路

　　“三低”油气藏作为一种低品位油气资源，开发受技术、时间、环境、经济性等方面制约。通过转变生产方式、管理方式和运用市场机制配置资源，长庆找到了低成本、可持续发展途径。

　　实施勘探开发一体化，高效获取油气资源。长庆打破“先探明、后评价、再开发”传统模式。开发提前介入，成倍地扩大了勘探面积，引导勘探获得更多发现。同时，“工厂化作业”模式将钻井、测井、压裂、试油等大型作业工序优化组合，集中在同一个井场联合作业，获得时间、成本等综合效益。勘探开发一个年产百万吨油田的周期，由过去5~8年缩短到2~3年。

　　长庆通过生产流程再造降低发展成本，用一套符合地下油气开发和地面生产需求的标准，优化和简化开发工艺流程，使油、气田建设按照“集成组装”的方式运行，注水站、转油站、增压站等，被一些能移动、小型化、多功能的数控装置替代。研发的国内首台全数字“橇装增压集成装置”，一台设备可替代过去一个增压站全部功能。更关键的是，这个区域油井枯竭了，还可以移到下一个井区继续使用。

　　丛式井组开发、井站合建模式的推广，油田传统的四级建站变成一级半，新投产的同等规模油田，井场仅为过去的六七分之一，井站数量比过去减少了一半，节约土地50%。2001年以来,长庆累计节约土地资源35.8万亩，节约征地资金71.2亿元。

　　早在2008年，长庆担负起建设“西部大庆”重任之时，每年需要钻机达800~1000部，当时既有队伍不足20%。按配套每部钻机2000万元最少50人算,组建600支钻井队就需要投入100多亿元，增加3万余人。这还不包括压裂、试油(气)、测井、固井、修井设备和专业队伍及后勤服务保障配套。因此，长庆油田运用市场机制，调集部署国内行业优势资源、引进社会钻井、试油及地面建设工程队伍，让民营队伍与国内专业队伍展开公平竞争，既提升了民营队伍整体实力，更降低了产建成本。苏里格气田单井综合投资由1300万元降到800万元;超低渗油田单井综合成本降到300万元以内。每年建设五六百万吨油气产能，节省投资近20亿元。

　　长庆油田运用数字化技术，化解了油气产量快速增长与人力资源不足的矛盾。

　　为降低发展成本，6年前启动数字化油气田建设。如今应用自动控制、远程监控、网络技术，改造和提升传统石油工业，拉动了生产、管理方式转变。现在井场无人值守、生产过程自动监控、生产信息自动采集传输储存，只需要1000余人。

　　长庆的数字化油气田，由三个层面的功能组成：前端以井、站、管线生产过程控制为核心的生产管理系统，通过数字化增压橇等多功能集成设备，远程管理油、气、水井、场站生产动态;中端以联合站为中心承接前端采集的实时数据，构成油气集输、作业现场、应急抢险为核心的生产指挥系统;后端立足油气藏综合研究，通过数字化研究平台，建成科研业务流与数据链统一的决策支持系统。

　　“数字化革命”由地面延伸到地下油气藏综合研究、油气田经营层面，给生产科研工作提供了庞大的数据链体系，转变了科研人员思维方式、工作方式，亦打破了科研部门各自为阵的现状。科研人员根据生产需求，实时掌握每一个油气田的开发现状、储层动用程度，把各方面的信息协同起来对比研究，那个区块需要调整注水强度、加密钻井或实施增产措施，能够迅速做出科学部署。

　　“西部大庆”为百姓造福

　　长庆油田生产区域是西部大开发重点能源区域和历史上“丝绸之路”起源地，也是中亚油气资源进入东南沿海市场必经之地。西接资源，东接市场的区位优势，使长庆油田在目前和未来我国本土能源战略的基础地位举足轻重。

　　在长庆2013年生产的5195万吨油气当量中，石油2432万吨，相当于当年国内石油总产量的12%;天然气346.8亿立米，为当年国内天然气总产量的28.68%。油气当量约占当年国内总产量(近3亿吨)的1/6。

　　长庆天然气1997年进入北京以来，先后通过12条总长6500公里管道，西输宁夏，北上内蒙古，南下陕西，东送山西、河北、河南、山东、上海及京津地区，给40多个大中城市供气。西气东输一、二线经过长庆气区，成为我国陆上天然气管输枢纽，承担着长三角珠三角地区天然气调峰重任。至2013年底，累计生产天然气超过2000亿立方米，相当于替代了5.1亿吨标煤。

　　目前，陕北、内蒙古东南部、甘肃陇东及宁夏部分地区，依托长庆生产的天然气，建成20多家LNG、甲醇生产及天然气发电厂。随着“气化陕西”、“气化内蒙古”、“气化陇东”等民生工程加快推进，长庆油气区域及周边城市，居民日常生活首先用上了天然气，公交车、出租车改用天然气燃料。石油炼化、天然气化工、发电企业的竞相发展，对拉动当地产业升级、优化能源消费结构和民生建设，起到实质性带动作用，也给这一区域融入“丝绸之路经济带”打下了良好基础。

　　责任编辑：赵 雪