12月2日，从地处我国鄂尔多斯盆地的长庆油田传来喜讯，该油田今年油气当量再次突破5000万吨。这是长庆油田实现5000万吨油气当量的第6个年头。

至此，长庆油田已经累计生产原油3.39亿吨，累计生产天然气3795亿立方米，折合油气当量6.4139亿吨。

精准技术助力长庆产量腾飞

隶属于中国石油旗下的长庆油田勘探开发区域包括陕西、山西、内蒙、宁夏、甘肃5省区，从上世纪70年代开始，数万人跑步上陇东，拉开了长庆油田开发的序幕。三块石头一口锅，三个帐篷一个窝”，是长庆油田开发初期油田员工艰苦工作生活的真实写照。

经过几代人扎根盆地，历经48年的勘探开发，长庆油田油气产量逐年攀升，开始了跨越式发展。2008年突破2000万吨，2010年突破3000万吨，2012年突破4000万吨，2013年突破5000万吨大关，成为国内油气当量排名第一的最大油气田，取代了在国内油气田历史上长期霸占第一位置的大庆油田（大庆油田在保持27年5000万吨产量后，从2003年以后，油气当量开始下滑至4000万吨）。

从表面上看，长庆油田产量攀升可圈可点。但是行业内人士都知道，为了实现这一高产，长庆油田付出了太多的努力、心血和汗水。  长庆油田所处的鄂尔多斯盆地，地质条件极为复杂、气候条件恶劣，资源禀赋也非常差，是世界上典型的“三低”（低渗、低压、低丰度）油气藏。

于“三低”的先天缺陷，长庆油田一直面临着“井井有油，井井不流”的困境。电视片中黑色石油喷射而出、汩汩而流的情景，在长庆人心目中是想都不敢想的天方夜谭。

国际上通常把渗透率小于50毫达西的油田称为低渗透油田，而长庆油田70%的储层渗透率小于1毫达西。业界普遍认为1毫达西已是开发极限，但长庆人目前正在攻克的是0.3毫达西，由此可想而知，长庆油田的开发难度之大。业内人形象的把中东地区的油藏储层比作“高级公路”，相比较而言，长庆油田的油藏储层就是“羊肠小道”。

面对巨大的资源禀赋差和开发困难，长庆油田立足于科技攻关，通过科技创新挑战“三低”极限，发挥了破解“瓶颈”的关键作用。专业人士用通俗的语言告诉记者：“我们打的是水平井，吃的是压裂饭，用的是精细注水和二氧化碳驱油，再加上井下节流术的运用，精准的科技创新是保证油田高产稳产的关键。”

过去，长庆油田达到稳产目标，靠的是“多井低产”，水平井的技术攻关改变了油气藏低丰度造成的低产现实，让长庆的稳产成功实现“单井高产”的转变。目前，长庆油田约有2000余口水平井，相比直井，产量提高四到五倍。油井单井日产油从2吨上升6～8吨，气田单井产气量较直井增加3～5倍。长庆油田迈进了“少井高产”的新时代。

不仅在水平井钻井上实现突破，内陆油田最长水平段水平井可溶桥塞体积压裂技术也在陇东油田试验成功，创造了国内陆上油田水平段最长、压裂段数最多、入地液量最大的新纪录。

时至今日，压裂纪录仍在被长庆人不断地刷新着。今天，体积压裂已然成为长庆油田的核心技术。在长庆油田员工的眼里，长庆油田吃的是“压裂饭”。

在长庆油田的勘探开发史上，有这样一些不能忘怀的技术成果。

深入推进关键技术攻关与现场试验，苏里格气田实现了国内首次二氧化碳干法分层加砂压裂，填补了国内技术空白；自主研发的EM50S压裂液在气田规模试验显成效，累计节约费用5000余万元；成功实施西平238-77井体积压裂，创造了陆上油田水平段最长、压裂段数最多、入地液量最大的3项国内新纪录。

 2016年初，长庆年5000万吨级特低渗透致密油气田勘探开发与重大理论技术创新获国家科技进步一等奖。2016年年底，一项以“低成本、低伤害、低摩阻、易返排、可回收”为代表的压裂液技术系列在长庆油田各大主力层系实现规模应用，这项科技利器目前已覆盖油田产能建设和压裂措施的95%以上，实现可回收利用30%以上，为有效缓解当前持续走低的国际油价、日益严峻的稳产形势、越发突出的成本压力提供了技术保障。

可以说，注水开发、储层改造技术提高了长庆油田开发水平；水平井钻井和体积压裂技术助推了开发方式的转变；地面优化简化技术和一体化集成撬装设备降低了建设成本。仅在油田注水方面，由过去的超前注水发展到温和注水、分层注水、精细注水，让油层获得平稳充足的压力，解决了储层低压问题。井下节流技术的发明应用，让苏里格气田实现中、低压集气，单井地面投资由400万元降至150万元，气田整体地面投资比开发初期下降了50%。在地面建设中，国内首座“一体化”集成装置联合站建成投运，较常规联合站减少占地面积30%，缩短建设周期50%，工程降低投资8%。

长庆油田通过持续技术创新开创了我国非常规油气田低成本开发之路，也为国内特低渗透致密油和致密气资源的规模有效开发，提供了可借鉴的技术储备和低成本开发模式。

 精准站位确保国家能源安全

进入2018年后，长庆油田从保障国家能源安全的站位出发，根据党中央、国务院和中国石油集团要求，长庆油田将5000万吨持续稳产战略调整为二次加快上产，并将368亿立方米的天然气生产目标提高到380亿立方米，产能建设量由年初的80亿立方米提高到100亿立方米。

在战略路径选择上，长庆油田确立了“稳油增气、持续发展”的思路，配套完成了“规模增油、油气稳产、技术创新、效益提升”四大工程。谋划布局了“陕北再提升、陇东快发展、宁夏再深化、内蒙稳增长”的区域发展战略。

在老区勘探开发中，长庆油田也屡有大手笔。陇东老区是长庆油田最早开始开发的油气区，可以说陇东是长庆油田的“根”。长庆油田提出大力推进高标准、高水平建设，不断探索新技术系列、新管理模式，把陇东地区打造成长庆油田稳健发展的压舱石和典范阵地目标是在陇东建成千万吨级油气生产基地。第一阶段：到2020年，原油产量达到900万吨；天然气12.5亿方，建成陇东千万吨油气生产基地。第二阶段：到2025年，原油产量达到1000万吨；天然气产量30亿方，油气当量达到1250万吨。

鄂尔多斯盆地经过40多年的勘探开发，部分主力区块进入中高含水开发阶段，受油藏认识、开发技术水平、井筒状况等多种因素影响，有累计近万口油水井处于关停状态，制约了油田持续上产稳产的战略规划。为进一步挖潜增效，长庆油田成立了“万口油井”、“千口气井”评价挖潜工程项目组，并定位为增产增储工程和效益工程，规划为5000万吨持续稳产的战略性工程，并制定了详细的挖潜目标。

截至目前，长庆万口油井评价挖潜工程项目已筛查5865口长停井，优选、编制1706口长停井复产地质工程方案；通过3454口长停井及探评井浅层滚动复查，发现产建有利区24个，落实储量3240万吨，可新建产能31万吨，在“三低”油藏上开辟了新天地；千口气井评价挖潜工程已使靖边、榆林、苏里格等气田的286口关停气井“起死回生”，日增产气量达到240万立方米以上。

11月初的资料显示，长庆油田万口油井评价挖潜工程项目，有850口长停井“起死回生”，日增油700吨以上，单井平均日增油0.92吨，累计增油突破11万吨，挖潜增效成果显著。

记者在长庆油田了解到，国内陆上最大采油“航母”74口油水井已经起航；国内最大丛式井组23口井已经建成；国内首家机器人巡站得到推广应用；国内首套油气水砂多相分离装置及国内首座撬装化天然气处理站投用；多项国内首创、国际领先的超低渗、致密油开发核心技术得以成为长庆油田保持高产稳产的利器。

长庆人在“低渗透”中建成了我国目前年产油气当量最高的油气田，目前年油气当量约占全国年产量的六分之一。其中，原油产量约占全国总产量的八分之一，天然气产量约占全国四分之一（若按每人每天消耗0.3立方米天然气计算，日供气量可满足近4亿城市居民一天的生活用气。），在保障国家能源安全战略中发挥着重要作用。