长庆油田依靠技术创新实现跨越式发展-【zixun】

长庆油田依靠技术创新实现跨越式发展

中国页岩气网讯：走过37年发展历程的长庆油田，进入2008年以后，连续5年净增产油气当量500万吨，到2012年，年产油气当量跃升到4500万吨。

按照目前每天逾14万吨的油气当量生产水平，长庆油田将在年内生产油气当量突破5000万吨，我国陆上将诞生另一个大庆——“西部大庆”，在保障国家油气供应和优化能源结构中担当起更大责任。

曾经不起眼的长庆油田，在国内外能源界并不看好的鄂尔多斯盆地，依靠技术创新创造了超低渗油气田高效开发的世界奇迹。

不论多难，也要把油气资源掌控在手里

近5年，长庆油田新增探明石油储量14亿吨，获得天然气探明储量2.62万亿立方米。如果把这些储量的50%开采出来，那么可供目前中国近2年的石油需求和15年用气。

对于一个能源企业而言，只有具备寻找油气资源的先进技术和掌控资源的能力，才能实现发展的高质量和可持续。

事实上，鄂尔多斯盆地有着丰富的油气资源，但地表厚实的黄土塬和沙漠是地震勘探寻找油气的禁区，加之数亿年前沉积在地下数千米深处的油气储藏环境异常复杂，在这里寻找油气的难度非常大。因而，长庆40多年油气勘探经历了诸多坎坷。

新世纪以来，长庆油田提出重新认识鄂尔多斯盆地的找油思路，在盆地中西部和北部分别发现西峰、姬塬油田与苏里格整装气田，阔步迈入千万吨级油气田行列。

2007年，长庆年产油气当量上升到2000万吨，成为我国第三大油气田。2008年，一个由中国石油决策并上升为国家能源战略的重大部署落在长庆人身上：2015年之前，长庆油气当量要实现5000万吨，把鄂尔多斯盆地建成我国重要的油气生产基地。上产5000万吨，首先面对的问题是：资源从哪里来？

长庆人回到重新认识盆地的新起点，着眼于油气勘探新发现和扩大已探明油气田面积，增加控制和预测储量；勘探部署也延伸到盆地新领域和新层系，瞄准大型隐蔽性油气藏的地震预测和测井评价，寻找大油气田。

全数字地震勘探技术和非纵地震勘探技术的创新应用，突破黄土塬和沙漠找油禁区；测井技术的成熟和完善，实现油气藏水层、工业产层和低效层的有效识别，使长庆油田具备跟踪地下油气分布走向、寻找大型油气藏的方法和手段，形成一系列油气地质理论，引导勘探迈入新境界。

长庆油田发展和创新五大地质理论认识，石油勘探从常规低渗透油藏延伸到致密（页岩）油藏区。其中，多层系复合成藏理论的创建，使姬塬油田新增探明石油储量5.29亿吨；湖盆中部成藏理论的形成，发现探明石油储量5.22亿吨的华庆大油田。

天然气勘探形成的三大理论认识，在上古生界新发现5000亿立方米含气富集区，获得下古生界6500亿立方米储量规模，苏里格气田的三级储量增长到4.39万亿立方米。

长庆打破“先探明、后评价、再开发”的传统模式，勘探在点上突破，油藏评价全方位跟进，开发及时部署，让新发现的油气储量迅速变成生产能力。开发的提前介入，成倍地扩大了勘探面积，引导勘探获得更多油气发现。

掌握核心技术，才能不受制于人

长庆开发的油气田，是世界罕见的“三低”油气藏，由于储层致密，被称为“磨刀石”。长庆已发现的油气田80%渗透率小于1毫达西，属于特低渗和超低渗范畴，是国际公认没有开发价值的“边际油田”。

长庆的油井平均日产量只有2吨，苏里格气田单井产气仅1万立方米。“多井低产”是长庆的现实。在新时期油气上产布局中，长庆人没有选择余地，只能面对渗透率小于0.5毫达西的超低渗，关键技术创新和集成应用，使过去难以开发的超低渗，实现规模有效开发和高效开发。

长庆油田的快速发展，关键在于压裂、注水和水平井开发等一系列主体技术的新突破。仅在油田注水方面，从过去的超前注水，发展到温和注水、分层注水与精细注水，让油层始终获得平稳充足的压力，解决了油井低压问题。特别是压裂技术研发应用，从直井和大斜度定向井，延伸到水平井分段压裂、水力喷射压裂、多级加砂压裂和体积压裂等系列油气藏改造，在致密的油气层中开辟出尽可能多的裂缝，让地下油气渗流通道由原来的“羊肠小道”变成“高速公路”，解决低渗问题。为改变盆地油气藏低丰度造成的低产现实，长庆致力于水平井技术攻关应用，井身轨迹横穿储层较直井增加数十倍，油井单井平均日产油从2吨上升6吨到8吨，气田单井产气量较直井增加3倍到5倍。

正是注水技术、压裂技术的突破和水平井关键配套技术的创新集成，形成高效开发致密气藏的12项主体技术、致密油藏规模有效开发的五大技术系列，让储量规模巨大的超低渗区域致密性油气藏得以规模有效开发，开创了我国有效开发超低渗气田之先河。在这一区域，已形成了华庆、吴定、镇原、合水和环江5个年产百万吨以上的油田。今年，长庆超低渗区域原油产量将突破千万吨，苏里格气田生产天然气将上升到200亿立方米。

核心技术是买不来的。只有自己拥有核心技术，才能掌握油气上产主动权。同样的油层，5年前为一口井日产2吨油费尽心血，现在可达到6吨到7吨；苏里格气田单井日产量曾经为1万立方米而绞尽脑汁，采用水平井开发可达到6万立方米到8万立方米。致密油气藏实施的体积压裂取得突破性进展，让长庆从“多井低产”迈进“少井高产”时代。

开放式创新战略，撑起发展“硬成果”

5年时间，长庆油田获得国家科技奖3项，126项成果获得省部级科技奖；取得授权专利656件，其中发明专利76件；集团公司自主创新重要产品13项。

长庆千里油气主战场，每天都创造着新纪录。技术创新，给这个快速发展的油田注入勃勃生机。

令人瞩目的油气发展成果，得益于开放式科研体系的构建和高效运行。在开放式思维引导下，长庆将国内外技术资源导向油气勘探开发关键领域，使创新成果真正转化到破解勘探、开发建设重点难题上来，让技术创新的“软实力”转变成发展“硬成果”。

长庆油田的决策者认识到，当今时代，任何一个企业都难以独立承担起全行业技术创新，作为资本、技术密集型的石油、天然气勘探生产企业，更不能关起门来求发展。“三低”油气田诸多需要解决的问题，本身就是世界级难题。长庆跟踪国际油气发展前沿技术，实施技术创新前瞻部署，在探索实践中走引进、消化、吸收和自主创新、集成创新之路，自身综合技术实力，短时间内上升到国际一流水平层面，特别是在大型隐蔽性油气藏勘探、超低渗油、气藏压裂技术方面，已达到世界领先水平。

2008年，长庆专门组建了苏里格气田、超低渗油藏研究中心两个处级科研单位，与已有的勘探开发、油气工艺、油气设计三个研究院，构成“三院两中心”主力科研体系，建成国家低渗透油气田实验室，在实践中释放出集成创新和系统创新的巨大潜力。

长庆油田与国内知名科研机构、院校、企业，建立科研方面的长期合作，和斯伦贝谢、哈里伯顿、壳牌、道达尔等跨国公司展开关键领域技术合作攻关，持续深化关键技术创新和水平井压裂技术改进。一项关键技术的突破，不仅大幅提升油气田开发效益，还往往对成本控制产生革命性作用。井下节流技术的创新应用，让苏里格气田单井地面建设节约投资110万元，气田整体地面投资比开发初期下降50%。

开放式的科研创新，形成了一批具有自主知识产权的核心技术。长庆借鉴国际尖端压裂技术，消化吸收并自主研发了适应超低渗油气藏压裂的裸眼封隔器、新型套管分压配套工具，打破了国外公司的技术垄断。水力喷砂压裂技术，在气井先后实现一次压裂改造5段、10段、15段到18段的跨越，为国内首创、达到国际领先水平。水平井分段压裂技术的突破和体积压裂技术的成功应用，大幅提高了单井产量。

以开放式思路推进集成创新，提升了技术在企业发展中的贡献价值。长庆探索解决数字化油田建设中的技术瓶颈问题，集成创新了智能分析、自动控制、集成嵌入、数据传输、计算机应用、节能降耗6大系列技术。功图计量、稳流配水、油气水三相分离等25项数字化技术和44项数字化专利设备，推进传统油气田生产、管理向现代化转型。

如今的长庆油田，不仅是国家的产油产气大户，更是出技术出成果的大户，近5年来获得省部级以上的技术成果，超过前37年的总和。长庆油气开发被列入国家重大专项示范工程、国家提高采收率示范区、国家重大科技示范项目。国家低渗透油田开发实验室、863项目课题、国家首批矿产资源综合利用示范基地，也落户长庆油田。

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