“长庆油田页岩油累计产量突破2000万吨大关。”2025年11月9日，中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司发布消息，标志着我国页岩油已从技术突破迈向规模效益开发。

长庆油田页岩油的含油储层极其致密，渗透率在0.1毫达西以下，相当于常规油田的万分之一。近年来，长庆油田秉持创新、智能、高效、绿色理念，加快数智化改造与科技攻关，成功建成国内较大的现代化陆相页岩油生产基地。2025年，长庆油田页岩油年产量达360.5万吨，日产首次突破1万吨，累计产量超2000万吨，占全国页岩油累计产量的50%以上。目前，长庆油田正持续加大页岩油勘探开发力度，全力争当国内页岩油增储上产的主力军。

建设智慧油田

在长庆油田页岩油开发分公司数智调控中心，工作人员文薪程通过页岩油物联网云平台运行监控模块，监控场站生产运行状态。作业现场所有储罐、泵、阀门等关键设备，以及液位、压力、温度等运行数据，都通过传感器实时采集并集中展示在屏幕上，工作人员在监控中心就能全面掌握场站的实时运行状态，并可远程操控设备。

“以前运维工作全靠人力，工作人员需要每隔2小时至4小时徒步巡检整个场站，手动记录各项数据，不仅劳动强度大、数据时效性差，还存在人为疏漏风险。如今，生产设施智能化改造后，系统监测到数据异常时会自动报警，监控人员随即成为‘指挥员’，可联动调看现场视频、通知巡护人员前往核实处置，工作重心也从重复性巡检转变为异常管理与决策支持。”长庆油田页岩油开发分公司数智化研究中心主任赵晖介绍，页岩油物联网云平台集实时监控、远程控制、自动执行与智能预警于一体，实现了从“人防人控”到“技防智控”的转变，显著降低了劳动强度，提升了生产安全性与运行效率，是场站实现现代化管理的核心支撑。

“我们采用云边协同、云化部署等21项数智技术，建成信息化、智能化页岩油物联网云平台，油区监控效率和质量是原有模式的3倍至5倍。”页岩油开发分公司党委书记、执行董事马立军表示，页岩油物联网云平台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、办公等环节融入全业务链条，打造出全方位挖潜、全过程优化、全链条创效的提质增效“精进版”。

2021年，长庆油田以页岩油开发分公司为试点，在油田率先构建“机关—中心站”两级高度扁平化劳动组织架构，通过压缩管理层级、拓宽管理幅度，将百万吨用工量控制在200人以内，用工规模不及常规采油单位的十分之一，人均石油当量贡献值超4800吨。同时，长庆油田大力推进数智化转型，深度融合人工智能、大数据、物联网等新一代信息技术与油气勘探开发全产业链，集成应用业内首个页岩油工业物联网云平台，开发部署集群化无人机、小页智能体、数字员工、黑灯工厂等前沿智慧应用，重构无人值守、集中大监控等生产组织模式，推动页岩油开发从传统劳动密集型向技术密集型、创新驱动型跃升，打造全业态、全链条、全周期智慧油田管理新范式。

从2011年页岩油攻关起步到累计产量突破1000万吨，长庆油田用了12年，而从1000万吨攀升至2000万吨仅用了3年时间，为国内原油稳产增产提供了坚实支撑。

构建技术体系

在甘肃省庆阳市合水县的合H60平台，22台无杆采油装置正高效开展采油作业。“我们采用‘平台—增压点—接转站’一体化集约布站模式建设，平台22口井已全部开井生产，日产液量达420立方米，产油190吨，油气当量约230吨，产量规模已相当于一个传统采油作业区，实现了开发效益最大化。”页岩油开发分公司总会计师南征旗说，合H60平台是集成前沿技术、创新模式与绿色理念的现代化高产高效页岩油开发平台。“无杆采油技术更是长庆油田自主攻关页岩油开发并实现规模化应用的核心技术成果。”马立军说。

“我们重点优化了采油泵转子与定子的设计参数，调整了二者配合间隙，并同步改进易损件胶皮材质。通过一系列优化，设备磨损率显著降低，关键部件连续运行寿命延长至1年以上，部分可达2年，实现了无杆采油技术在页岩油领域的规模化应用。”页岩油开发分公司南庄中心站三级工程师张玉良介绍，传统抽油机在页岩油低产井中应用效果差、原油采出困难，为破解这一难题，技术团队用时3年攻关技术，成功攻克页岩油开采关键设备难题，形成“设备优化保障长期稳产、体积压裂实现高效建产”的综合技术优势，为页岩油效益开发筑牢了技术根基。目前，这套深度优化的无杆采油技术已在合H60平台22口井上实现规模化应用。

长庆油田页岩油储层埋藏于地下2000米以下，地质条件苛刻，单层厚度普遍不足5米，渗透率仅为常规油田的万分之一，被称为“磨刀石中的磨刀石”。

科研团队历经15年攻坚，完成12.8万次室内实验、80余项现场开发试验，首创“陆相淡水湖盆页岩层系源储共生富集成藏理论”，打破“深水区储集体不发育”的传统认知，成功探明庆城10亿吨级页岩油大油田，为页岩油规模开发奠定了坚实地质基础。

针对页岩油低压、低渗、薄储层的开发痛点，长庆油田构建以“压裂造缝、超前增能、渗吸置换”为核心的水平井体积压裂技术体系，自主研发可溶金属球座、多功能压裂液等12项核心技术，实现核心技术与材料全链条自产自供。

“自2018年规模开发以来，页岩油产量连续6年每年增产30万吨以上。并且，华H100平台以30亩地面占地，撬动4万余亩储层、千万吨储量，实现‘少占地多产油’的高效开发模式。”马立军说。

实现生态共赢

走进合水县的合水油田，井场排布的光伏发电板与抽油机交相辉映，成为一道独特的风景线。

合水油田矿权区域内生态环境敏感，分布有水源保护区、河流与水库，开发区域毗邻甘肃省子午岭自然保护区，地面无法开展常规油气生产建设，传统布井模式难以有效动用地下资源。

“为最大限度保护生态，我们打破原有水平井布井模式，创新采用水平井扇形井网开发模式，以最小的生态扰动，实现了地下储量的最大幅度动用。”长庆油田第十二采油厂总地质师张洪军说，技术团队集成前期零散实践经验，经过精密方案论证与施工全程严控，成功建成拥有24口井的扇形示范平台。

“自2022年投产以来产量始终稳定在10万吨，单井累计产油约1.2万吨，预计全生命周期可采原油2.6万吨。”张洪军表示，油田探索出“地面绿水青山，地下金山银山”的和谐开发路径，为生态敏感区油气资源高效利用提供了实践范本。

这座年产10万吨的原油开采平台，生产核心动力全部来自清洁能源。“我们20多台抽油机日用电量2000千瓦时，输油泵日用电量5000千瓦时，配套建设的1.5兆瓦光伏电站，可完全满足生产用电需求，真正实现了从‘耗能’到‘造能’的转变。”合H9平台所在的店子采油作业区经理冉旺介绍。

针对黄土塬地貌特征，长庆油田创新打造“地下精准开发、地面集约建设”的水平井工厂化绿色高效建设模式；自主研发多项低成本多功能智能集成装置，形成平台常温集输、“平台—联合站”一级布站的地面集约工艺技术。历经8次升级的同步回转多相混输装置，不仅可替代传统油气分输站点11台设备，更通过取消常规增压站，每100万吨规模产能的地面系统可少建12座站点。

为践行绿色发展理念，长庆油田在黄土塬生态敏感区，创新“水平井丛式布井、橇装化组合建站、数字化无人值守”开发模式，投用页岩油物联网云平台和无人机集群巡检系统。以百万吨级油田为例，用工量将减少80%左右，仅为常规油田的十分之一。

在长庆油田页岩油分公司合H60平台，日产5万立方米的伴生气被100%回收加工为轻烃，经济效益得到显著提升。

同时，长庆油田全面推广电代油钻井压裂、返排液循环回用、伴生气多元联产等绿色技术，累计节约用地5445亩，减碳量达260万吨，相当于2.6亿棵树木一年的吸碳总量。油田加快推进伴生气综合利用、光伏发电、二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）、碳汇林等绿色低碳项目，走出一条能源开发与生态文明建设协同并进的高质量发展之路。（经济日报记者 赵 梅 陈发明）