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突破地质复杂、技术空白、开采低效的重围，中国页岩油如何实现规模效益开发？本篇报道聚焦长庆油田的破局之路，以理念革新、技术迭代、管理创新为脉络，深入展现了其从“磨刀石”里找油的探索路径。从打破固有认知，将理论创新转化为可复制的开发模式，到以自主核心技术构建效益开发路径，其成功经验，为我国页岩油产业高质量发展提供了破题样本。

7月20日，长庆油田陇东页岩油生产现场传来捷报：乐H*井二氧化碳增能压裂井筒数字采集器试验成功，各项技术指标均达行业领先水平。此项突破标志着长庆油田在页岩油水平井二氧化碳压裂实时监测技术领域取得重大进展。

近年来，长庆油田创新成果不断涌现。我国首个10亿吨级页岩油整装大油田在此被探明；国内首个页岩油水力压裂试验场顺利建成；在甘肃陇东的华H100平台，创造了国内陆上单平台31口水平井的纪录……这些成就，彰显着长庆油田在非常规油气开发领域的强劲实力。

认识突破：从“没储量”到“大规模”

20世纪70年代，长庆油田勘探开发的鄂尔多斯盆地多以侏罗系长6、长8段油层为主，因其低渗、低压、低丰度的储层特性，被形象地称为“磨刀石”，而未开发的长7段页岩油层，则是“磨刀石中的磨刀石”。

虽然早在20世纪80年代，长庆人就曾尝试打井触及页岩油层，但受限于当时的地质认识和技术手段，压裂后的试采效果差、产量递减快，开发效果不尽人意。

直到2011年，长庆油田决定从重新认识出发，再次向页岩油展开强劲攻势。

彼时，国外研究成果不适用于中国陆相地质特征，国内也无现成经验可借鉴。长庆人深知，唯有打破固有认知，深入探索“地下世界”，才能找到突破关键。他们将目光锁定在长7页岩层系上，从地质理论认识的不断深化和大胆创新入手。当把目光聚焦到页岩油储层的“微观世界”时，长庆人发现：页岩油储层的结构非常特殊，里面的孔隙和吼道小到要用电子显微镜才能看清。为了搞清楚页岩油的储存和流动规律，科研人员历经上千次实验，终于研发出源储共生型页岩油成藏模拟装置。它就像一把“金钥匙”，打开了深入了解页岩油储存和流动规律的大门。

在无数次实验数据与理论推演的基础之上，长庆科研人员还总结出“高强度生烃增压、持续充注富集”的高饱和度成藏模式，彻底打破了“源内很难形成大油田”的传统观念。在这套理论的指导下，一个储量10亿吨的页岩油大油田被唤醒。

从对地质环境的深入剖析，到创新地质理论，再到突破页岩油储层研究难题，长庆人以思想观念的不断更新，一步步解锁陆相页岩油的奥秘，成功开辟出石油勘探的全新领域。

技术迭代：从“采不出”到“采得多”

从最初的单井日产量1.3吨，到技术创新下提升至14吨以上，从规模建产突破300万吨，到领跑中国页岩油效益开发……这些跨越的背后，是长庆人对技术创新的执着追求。长庆油田油气工艺研究院一级工程师薛小佳说：“科技自立自强是长庆页岩油效益开发的制胜法宝。”

起初，长庆油田结合自身页岩油特性，尝试“多段少簇”开采，效果不佳；随后借鉴北美的“大段多簇”方式，虽有改善却非“最优解”。于是，长庆人再次向理论发起进攻，经过反复论证、试验与创新，最终形成“多段多簇式压裂”这一最适配的开发方式。这一方式的应用，让簇间距由20至30米缩减至5到8米，每百米射孔簇数增加2至3倍，每百米进液量和加砂强度更是提升2倍以上，地层能量显著增强，油井产量也相应提升。　

方法找到了，效能如何发挥到最大？长庆油田在不断实践中自主研发了“金属封隔、快速溶解”的可溶球座系列工具。可溶球座封隔器入井后会像泡腾片一样自动溶解，虽然单颗成本抵得上一辆轿车，却能让作业效率提升近3倍。而具有自主知识产权的压裂液核心添加剂，已为企业降低生产成本10多亿元。

如今，在由五大系列20项配套技术构成的陆相夹层型页岩油勘探开发体系支撑之下，长庆油田的开采技术已实现全面突破：创新的黄土塬三维地震储层预测技术，让油层钻遇率实现质的飞跃；“小井距、多层系、立体式”布井技术，助力华H100平台成为亚洲陆上最大采油平台；细分切割体积压裂工艺打破国外技术垄断，使单井产量提高11.2倍……从“采不出”到“采得多”，从“技术可行”到“经济有效”，长庆人用无数次“推翻重来”的攻关证明：科技创新永远是能源革命中的“秘密武器”。

管理创新：从“有效果”到“高效率”

技术与认识的突破，为页岩油开发奠定了基础；而管理模式的创新，则让开发效能得到最大化释放。在页岩油开发分公司调控中心，岗位员工打开无人机巡检系统，生产全域内的无人机运行动态清晰可见，通过联动14个集中巡护点，实现了“无人机昼夜巡查+机器人定期巡查+人员集中巡护”的多维监控模式。

“我们采用云边协同、云化部署等21项数智技术，建成国内首个信息化、智能化页岩油物联网云平台，构建起融合管理新框架。”该分公司负责人马立军说。目前，油区监控效率和质量已提升至原有模式的3到5倍。

2022年，长庆油田以页岩油开发分公司为试点，在全油田率先构建“机关―中心站”两级高度扁平化劳动组织架构，通过挤压管理厚度、拓展管理宽度，百万吨用工控制在200人以内，不及常规采油单位的1/10，人均石油当量贡献值超4500吨。同时，以物联网云平台为核心，聚焦现场作业智能操控、生产运行智能决策等六大场景，涵盖地质、工艺等67项业务，将生产、技术、安全、办公等融入全业务链条，着力打造全方位挖潜、全过程优化、全链条创效的提质增效“精进版”。开发的页岩油井下作业智能体，集故障诊断与处置、实施监督、效果和经济评价等功能于一体，让技术人员的方案编制时间从小时级缩短至5分钟，故障识别准确率达90%。

针对黄土塬地貌特征，长庆油田创新打造“地下精准、地面集约”的水平井工厂化绿色高效建设模式；创新研发了多项低成本多功能智能集成装置；形成了平台常温集输、平台―联合站一级布站的地面集约工艺技术。研发的同步回转多相混输装置历经8次技术升级，不仅有效代替了传统油气分输站点的11台设备，更通过取代常规增压站，每100万吨规模的地面系统可少建12座站点。

从最初的“磨刀石上闹革命”，到现在“页岩层里辟天地”，如今的长庆页岩油，已不仅是油田产量报表上的数字，更是国家能源版图上的重要拼图。（长庆石油报记者 杜嘉 肖丹 王炜）