“西部大慶”怎樣煉成

○ 文/彭旭峰

長慶油田通過解放思想、持續創新和轉變發展方式贏得建設大油氣田的機遇。

● 長慶天然氣發展迅猛，給華北地區和陜甘寧蒙區域建成了安全穩定的氣源地。 供圖/彭旭峰

2013年歲末，在鄂爾多斯盆地，誕生了一個年產5000萬噸級的油氣田。歷時43年，長慶油田在我國本土繼大慶油田之后建成第二個世界級特大型油氣田。

一個大油氣田的誕生，對保障國家油氣戰略安全、調整能源結構、推進經濟轉型升級、提升和改善民生有著重要現實作用和深遠意義。社會在關注，在有“磨刀石”之稱的“三低”油氣藏上,“西部大慶”是如何建成的？究竟蘊藏著多大能量？給我們日常生活帶來什么影響？

從夢想到現實

在不斷地挑戰極限中，長慶油田通過解放思想、持續創新和轉變發展方式贏得建設大油氣田的機遇。

在經歷三次決定長慶油田命運的轉折和跨越期間，思想解放的影響可謂深遠。

上世紀80年代，長慶油田原油年產量上到140萬噸左右徘徊不前。這一時期，由于后續資源接替乏力，“小而肥”的侏羅紀油藏開發陷入低谷。始于1970年的長慶石油會戰必須解放思想，在長達10多年的堅守探索、艱難突圍之后，石油勘探開始由侏羅紀向三疊紀轉移，從中生界找油向古生界找氣轉移。

上世紀90年代，長慶集中僅有的資金，在盆地三疊紀找油的同時，亦拉開天然氣勘探。隨著塞1井和陜參1井勘探獲重大突破，發現億噸級安塞油田和當時我國探明儲量最大的靖邊氣田。思路的轉變，徹底扭轉了“無米下鍋”的困境，長慶自此走出“十多年不上產”的窘迫。

世紀之交，中國石油做出“穩定東部，發展西部”戰略，以年產油氣當量500萬噸規模在國內暫露頭角的長慶油田，提出用“三個重新認識”（重新認識鄂爾多斯盆地，重新認識長慶低滲透，重新認識自己）來駕馭油田的未來發展。

三個重新認識給長慶油田帶來了翻天覆地的變化——蘇里格氣田、西峰油田和姬塬油田相繼問世，打破了國際知名石油公司對特低滲油田“不能有效開發”的權威判定，并實現高效開發。

2008年，美國金融危機向全球漫延，國際油價高位震蕩，我國石油對外依存度突破50%，國內多個城市“氣荒”頻現。作為中國第三大油氣田，長慶重新審視盆地資源潛力，提出在鄂爾多斯盆地建設5000萬噸特大型油氣田目標。隨后，迅速掀起“三千萬噸在握，五千萬噸在望，我們準備好了嗎”大討論活動。這一次自上而下的思想解放，延伸到生產一線員工，內容涉及轉變傳統油氣生產、管理方式，運用先進理念和技術建設現代化油氣田等新思路，凝聚并堅定了員工在“超低滲”上建設大油氣田的信心和決心。

持續創新打造開發硬實力

長慶油田開發的是世界典型的“三低”（低滲、低壓、低豐度）油氣藏，被稱之為“磨刀石”。國際上把滲透率小于50毫達西的油田劃為低滲透油田，長慶80%的油氣田滲透率小于1毫達西，屬于特低滲、超低滲范疇，是國際公認沒有開發價值的“邊際油田”。

與國際上類似油氣田相比，這里的油氣儲層還屬罕見的低壓力、低豐度。先天不足的“三低”特征，意味著在開發上不僅要解決低滲透難題，而且面臨著低壓、低豐度挑戰。

長慶的油井平均日產油不到2噸，為國內常規油田的1/10；蘇里格氣田單井產氣僅為1萬立方米。從相對容易開發的低滲透到特低滲，再延伸至超低滲，長慶油田的發展是圍繞尋找油氣和提高單井產量不斷挑戰“三低”開發極限的創新實踐。

致力于提高地震波穿透力的勘探技術創新，以識別分析地下巖層發現油氣，在實踐創新中形成了黃土塬非縱地震技術和全數字沙漠地震技術，突破了黃土塬、沙漠地震勘探世界難題，掌握了高效識別地下數千米深處油、氣層的能力。

與此同時，圍繞低滲透、低壓力、低豐度探索，形成了壓裂、注水、水平井開發系列主體技術。水平井壓裂技術的重大突破，讓地下油、氣滲流通道，由原來的“羊腸小道”變成“高速公路”，目前投產的上千口水平井，油、氣單井產量較直井提高了3～5倍。通過壓裂打通油氣滲流路徑，依靠注水恢復儲層油氣流動壓力，用水平井橫穿儲層增加油、氣滲入井簡面積來提高單井產量。

為攻克低滲透、突破特低滲和解放超低滲，長慶油田將壓裂技術由常規壓裂發展到分層壓裂、體積壓裂，形成適應不同油氣層壓裂的技術系列，讓盆地大面積分布的“超低滲”油氣實現有效開發。

全流程工藝創新—從油氣層順著井簡一路延伸到地面生產流程關鍵環節，形成高效開發超低滲油藏和蘇里格氣田系列配套技術。其中，井下節流技術的創新和應用使蘇里格氣田實現了地面中、壓集氣，生產流程和集輸管匯全部國產化，單井地面投入由原來220萬元降至110萬元。

“西部大慶”的快速發展，還得益于開放式科研體系和靈活的創新機制。長慶油田與中科院、清華大學、中國石油大學等國內知名科研機構和院校，以及斯倫貝謝、哈里伯頓、殼牌等跨國公司合作，按照自主創新、集成創新方式，集納國內外創新資源，組織長周期國家重大專項課題和863項目課題。同時，亦能夠迅速集中科研力量，開展短、平、快式的生產難題攻關。

走新型工業化之路

“三低”油氣藏作為一種低品位油氣資源，開發受技術、時間、環境、經濟性等方面制約。通過轉變生產方式、管理方式和運用市場機制配置資源，長慶找到了低成本、可持續發展途徑。

實施勘探開發一體化，高效獲取油氣資源。長慶打破“先探明、后評價、再開發”傳統模式。開發提前介入，成倍地擴大了勘探面積，引導勘探獲得更多發現。同時，“工廠化作業”模式將鉆井、測井、壓裂、試油等大型作業工序優化組合，集中在同一個井場聯合作業，獲得時間、成本等綜合效益?？碧介_發一個年產百萬噸油田的周期，由過去5～8年縮短到2～3年。

長慶通過生產流程再造降低發展成本，用一套符合地下油氣開發和地面生產需求的標準，優化和簡化開發工藝流程，使油、氣田建設按照“集成組裝”的方式運行，注水站、轉油站、增壓站等，被一些能移動、小型化、多功能的數控裝置替代。研發的國內首臺全數字“橇裝增壓集成裝置”，一臺設備可替代過去一個增壓站全部功能。更關鍵的是，這個區域油井枯竭了，還可以移到下一個井區繼續使用。

叢式井組開發、井站合建模式的推廣，油田傳統的四級建站變成一級半，新投產的同等規模油田，井場僅為過去的六七分之一，井站數量比過去減少了一半，節約土地50%。2001年以來,長慶累計節約土地資源35.8萬畝，節約征地資金71.2億元。

早在2008年，長慶擔負起建設“西部大慶”重任之時，每年需要鉆機達800～1000部，當時既有隊伍不足20%。按配套每部鉆機2000萬元最少50人算,組建600支鉆井隊就需要投入100多億元，增加3萬余人。這還不包括壓裂、試油（氣）、測井、固井、修井設備和專業隊伍及后勤服務保障配套。因此，長慶油田運用市場機制，調集部署國內行業優勢資源、引進社會鉆井、試油及地面建設工程隊伍，讓民營隊伍與國內專業隊伍展開公平競爭，既提升了民營隊伍整體實力，更降低了產建成本。蘇里格氣田單井綜合投資由1300萬元降到800萬元；超低滲油田單井綜合成本降到300萬元以內。每年建設五六百萬噸油氣產能，節省投資近20億元。

長慶油田運用數字化技術，化解了油氣產量快速增長與人力資源不足的矛盾。

為降低發展成本，6年前啟動數字化油氣田建設。如今應用自動控制、遠程監控、網絡技術，改造和提升傳統石油工業，拉動了生產、管理方式轉變?，F在井場無人值守、生產過程自動監控、生產信息自動采集傳輸儲存，只需要1000余人。

長慶的數字化油氣田，由三個層面的功能組成：前端以井、站、管線生產過程控制為核心的生產管理系統，通過數字化增壓橇等多功能集成設備，遠程管理油、氣、水井、場站生產動態；中端以聯合站為中心承接前端采集的實時數據，構成油氣集輸、作業現場、應急搶險為核心的生產指揮系統；后端立足油氣藏綜合研究，通過數字化研究平臺，建成科研業務流與數據鏈統一的決策支持系統。

“數字化革命”由地面延伸到地下油氣藏綜合研究、油氣田經營層面，給生產科研工作提供了龐大的數據鏈體系，轉變了科研人員思維方式、工作方式，亦打破了科研部門各自為陣的現狀?？蒲腥藛T根據生產需求，實時掌握每一個油氣田的開發現狀、儲層動用程度，把各方面的信息協同起來對比研究，那個區塊需要調整注水強度、加密鉆井或實施增產措施，能夠迅速做出科學部署。

“西部大慶”為百姓造福

長慶油田生產區域是西部大開發重點能源區域和歷史上“絲綢之路”起源地，也是中亞油氣資源進入東南沿海市場必經之地。西接資源，東接市場的區位優勢，使長慶油田在目前和未來我國本土能源戰略的基礎地位舉足輕重。

在長慶2013年生產的5195萬噸油氣當量中，石油2432萬噸，相當于當年國內石油總產量的12%；天然氣346.8億立米，為當年國內天然氣總產量的28.68%。油氣當量約占當年國內總產量（近3億噸）的1/6。

長慶天然氣1997年進入北京以來，先后通過12條總長6500公里管道，西輸寧夏，北上內蒙古，南下陜西，東送山西、河北、河南、山東、上海及京津地區，給40多個大中城市供氣。西氣東輸一、二線經過長慶氣區，成為我國陸上天然氣管輸樞紐，承擔著長三角珠三角地區天然氣調峰重任。至2013年底，累計生產天然氣超過2000億立方米，相當于替代了5.1億噸標煤。

目前，陜北、內蒙古東南部、甘肅隴東及寧夏部分地區，依托長慶生產的天然氣，建成20多家LNG、甲醇生產及天然氣發電廠。隨著“氣化陜西”、“氣化內蒙古”、“氣化隴東”等民生工程加快推進，長慶油氣區域及周邊城市，居民日常生活首先用上了天然氣，公交車、出租車改用天然氣燃料。石油煉化、天然氣化工、發電企業的競相發展，對拉動當地產業升級、優化能源消費結構和民生建設，起到實質性帶動作用，也給這一區域融入“絲綢之路經濟帶”打下了良好基礎。