“長慶油田頁巖油累計產量突破2000萬噸大關。”2025年11月9日，中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司發布消息，標志著我國頁巖油已從技術突破邁向規模效益開發。
長慶油田頁巖油的含油儲層極其致密，滲透率在0.1毫達西以下，相當于常規油田的萬分之一。近年來，長慶油田秉持創新、智能、高效、綠色理念，加快數智化改造與科技攻關，成功建成國內較大的現代化陸相頁巖油生產基地。2025年，長慶油田頁巖油年產量達360.5萬噸，日產首次突破1萬噸，累計產量超2000萬噸，占全國頁巖油累計產量的50%以上。目前，長慶油田正持續加大頁巖油勘探開發力度，全力爭當國內頁巖油增儲上產的主力軍。
在長慶油田頁巖油開發分公司數智調控中心，工作人員文薪程通過頁巖油物聯網云平臺運行監控模塊，監控場站生產運行狀態。作業現場所有儲罐、泵、閥門等關鍵設備，以及液位、壓力、溫度等運行數據，都通過傳感器實時采集并集中展示在屏幕上，工作人員在監控中心就能全面掌握場站的實時運行狀態，并可遠程操控設備。
“以前運維工作全靠人力，工作人員需要每隔2小時至4小時徒步巡檢整個場站，手動記錄各項數據，不僅勞動強度大、數據時效性差，還存在人為疏漏風險。如今，生產設施智能化改造后，系統監測到數據異常時會自動報警，監控人員隨即成為‘指揮員’，可聯動調看現場視頻、通知巡護人員前往核實處置，工作重心也從重復性巡檢轉變為異常管理與決策支持。”長慶油田頁巖油開發分公司數智化研究中心主任趙暉介紹，頁巖油物聯網云平臺集實時監控、遠程控制、自動執行與智能預警于一體，實現了從“人防人控”到“技防智控”的轉變，顯著降低了勞動強度，提升了生產安全性與運行效率，是場站實現現代化管理的核心支撐。
“我們采用云邊協同、云化部署等21項數智技術，建成信息化、智能化頁巖油物聯網云平臺，油區監控效率和質量是原有模式的3倍至5倍。”頁巖油開發分公司黨委書記、執行董事馬立軍表示，頁巖油物聯網云平臺聚焦現場作業智能操控、生產運行智能決策等六大場景，涵蓋地質、工藝等67項業務，將生產、技術、安全、辦公等環節融入全業務鏈條，打造出全方位挖潛、全過程優化、全鏈條創效的提質增效“精進版”。
2021年，長慶油田以頁巖油開發分公司為試點，在油田率先構建“機關—中心站”兩級高度扁平化勞動組織架構，通過壓縮管理層級、拓寬管理幅度，將百萬噸用工量控制在200人以內，用工規模不及常規采油單位的十分之一，人均石油當量貢獻值超4800噸。同時，長慶油田大力推進數智化轉型，深度融合人工智能、大數據、物聯網等新一代信息技術與油氣勘探開發全產業鏈，集成應用業內首個頁巖油工業物聯網云平臺，開發部署集群化無人機、小頁智能體、數字員工、黑燈工廠等前沿智慧應用，重構無人值守、集中大監控等生產組織模式，推動頁巖油開發從傳統勞動密集型向技術密集型、創新驅動型躍升，打造全業態、全鏈條、全周期智慧油田管理新范式。
從2011年頁巖油攻關起步到累計產量突破1000萬噸，長慶油田用了12年，而從1000萬噸攀升至2000萬噸僅用了3年時間，為國內原油穩產增產提供了堅實支撐。
在甘肅省慶陽市合水縣的合H60平臺，22臺無桿采油裝置正高效開展采油作業。“我們采用‘平臺—增壓點—接轉站’一體化集約布站模式建設，平臺22口井已全部開井生產，日產液量達420立方米，產油190噸，油氣當量約230噸，產量規模已相當于一個傳統采油作業區，實現了開發效益最大化。”頁巖油開發分公司總會計師南征旗說，合H60平臺是集成前沿技術、創新模式與綠色理念的現代化高產高效頁巖油開發平臺。“無桿采油技術更是長慶油田自主攻關頁巖油開發并實現規模化應用的核心技術成果。”馬立軍說。
“我們重點優化了采油泵轉子與定子的設計參數，調整了二者配合間隙，并同步改進易損件膠皮材質。通過一系列優化，設備磨損率顯著降低，關鍵部件連續運行壽命延長至1年以上，部分可達2年，實現了無桿采油技術在頁巖油領域的規模化應用。”頁巖油開發分公司南莊中心站三級工程師張玉良介紹，傳統抽油機在頁巖油低產井中應用效果差、原油采出困難，為破解這一難題，技術團隊用時3年攻關技術，成功攻克頁巖油開采關鍵設備難題，形成“設備優化保障長期穩產、體積壓裂實現高效建產”的綜合技術優勢，為頁巖油效益開發筑牢了技術根基。目前，這套深度優化的無桿采油技術已在合H60平臺22口井上實現規模化應用。
長慶油田頁巖油儲層埋藏于地下2000米以下，地質條件苛刻，單層厚度普遍不足5米，滲透率僅為常規油田的萬分之一，被稱為“磨刀石中的磨刀石”。
科研團隊歷經15年攻堅，完成12.8萬次室內實驗、80余項現場開發試驗，首創“陸相淡水湖盆頁巖層系源儲共生富集成藏理論”，打破“深水區儲集體不發育”的傳統認知，成功探明慶城10億噸級頁巖油大油田，為頁巖油規模開發奠定了堅實地質基礎。
針對頁巖油低壓、低滲、薄儲層的開發痛點，長慶油田構建以“壓裂造縫、超前增能、滲吸置換”為核心的水平井體積壓裂技術體系，自主研發可溶金屬球座、多功能壓裂液等12項核心技術，實現核心技術與材料全鏈條自產自供。
“自2018年規模開發以來，頁巖油產量連續6年每年增產30萬噸以上。并且，華H100平臺以30畝地面占地，撬動4萬余畝儲層、千萬噸儲量，實現‘少占地多產油’的高效開發模式。”馬立軍說。
走進合水縣的合水油田，井場排布的光伏發電板與抽油機交相輝映，成為一道獨特的風景線。
合水油田礦權區域內生態環境敏感，分布有水源保護區、河流與水庫，開發區域毗鄰甘肅省子午嶺自然保護區，地面無法開展常規油氣生產建設，傳統布井模式難以有效動用地下資源。
“為最大限度保護生態，我們打破原有水平井布井模式，創新采用水平井扇形井網開發模式，以最小的生態擾動，實現了地下儲量的最大幅度動用。”長慶油田第十二采油廠總地質師張洪軍說，技術團隊集成前期零散實踐經驗，經過精密方案論證與施工全程嚴控，成功建成擁有24口井的扇形示范平臺。
“自2022年投產以來產量始終穩定在10萬噸，單井累計產油約1.2萬噸，預計全生命周期可采原油2.6萬噸。”張洪軍表示，油田探索出“地面綠水青山，地下金山銀山”的和諧開發路徑，為生態敏感區油氣資源高效利用提供了實踐范本。
這座年產10萬噸的原油開采平臺，生產核心動力全部來自清潔能源。“我們20多臺抽油機日用電量2000千瓦時，輸油泵日用電量5000千瓦時，配套建設的1.5兆瓦光伏電站，可完全滿足生產用電需求，真正實現了從‘耗能’到‘造能’的轉變。”合H9平臺所在的店子采油作業區經理冉旺介紹。
針對黃土塬地貌特征，長慶油田創新打造“地下精準開發、地面集約建設”的水平井工廠化綠色高效建設模式；自主研發多項低成本多功能智能集成裝置，形成平臺常溫集輸、“平臺—聯合站”一級布站的地面集約工藝技術。歷經8次升級的同步回轉多相混輸裝置，不僅可替代傳統油氣分輸站點11臺設備，更通過取消常規增壓站，每100萬噸規模產能的地面系統可少建12座站點。
為踐行綠色發展理念，長慶油田在黃土塬生態敏感區，創新“水平井叢式布井、橇裝化組合建站、數字化無人值守”開發模式，投用頁巖油物聯網云平臺和無人機集群巡檢系統。以百萬噸級油田為例，用工量將減少80%左右，僅為常規油田的十分之一。
在長慶油田頁巖油分公司合H60平臺，日產5萬立方米的伴生氣被100%回收加工為輕烴，經濟效益得到顯著提升。
同時，長慶油田全面推廣電代油鉆井壓裂、返排液循環回用、伴生氣多元聯產等綠色技術，累計節約用地5445畝，減碳量達260萬噸，相當于2.6億棵樹木一年的吸碳總量。油田加快推進伴生氣綜合利用、光伏發電、二氧化碳捕集利用與封存（CCUS）、碳匯林等綠色低碳項目，走出一條能源開發與生態文明建設協同并進的高質量發展之路。（趙梅,陳發明）
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