“磨刀石”上再崛起——从长庆经验透视中国页岩革命（图）

  [中国石油新闻中心 2024-12-10]
  严冬时节，沟壑梁峁间，地处陇东的亚洲陆上最大的页岩油水平井采油平台——华H100平台鏖战正酣。截至目前，该平台累计产油25.4万吨。这里是我国首个两百万吨页岩油规模效益开发的生产基地。仅2023年，这里生产的页岩油就占到国内页岩油总产量的2/3。
  近年来，随着资源劣质化问题加剧，保障国家能源安全的需求愈发迫切，页岩油气发展备受关注，“我国如何打赢页岩革命”成为行业内外热议的焦点话题。回望北美，页岩革命大幅提高了其油气产量，随着技术的不断突破、生产关系的优化和管理方式的开放，实现了生产成本的显著降低，引领了全球新一轮非常规油气资源的开发热潮。
  而在我国，早在20世纪70年代，石油人就在甘肃陇东这片“磨刀石”上开始了艰苦卓绝的页岩油探索，并于2018年在国内首次实现规模效益开发，照亮了页岩油发展的前路。长庆油田作为我国页岩革命的“先行军”，究竟进行了哪些探索，又有哪些经验值得推广与借鉴？
  颠覆再颠覆，勇闯理念认识关——
  认识的不断深化是页岩油勘探实现突破的前提。唯有加大基础研究力度，与地下的石头“死磕”，才能不断突破认识局限，掀开油层的面纱。
  举目四望，群山巍巍、沟壑纵横。在这片看似荒凉的土地之下，蕴藏着难以被触碰的宝贵资源。
  按照国际标准，渗透率小于50个毫达西被视为低渗透油田，而长庆油田70%的储层渗透率甚至小于1个毫达西，这便是长庆油田“‘磨刀石’上‘闹革命’”的由来，也注定了长庆石油人与地下石头“死磕”、坚韧不拔的性格。
  20世纪80年代，随着勘探开发的全面推进，长庆石油人将目光聚焦夹在优等生间的“差等生”——长7段生油层上，与其上下肥沃的长6和长8段相比，该段在此之前一直未被有效开发。
  受限于当时的地质认识和工程技术手段，长庆石油人曾无数次尝试打井触及油层，但压裂后的试采效果差，产量递减快。直至2018年，即与长7段“死磕”30余年后，长庆石油人才首创陆相淡水湖盆页岩层系源储共生富集成藏理论，实现了从“单一源岩”到“源储一体”的重大转变，依靠认知的突破，在长7段生油层里唤醒了10亿吨级页岩油大油田——庆城油田。
  正是这次“颠覆”，让长庆石油人意识到认识是不断深化的过程，需要颠覆再颠覆，储量丰富的页岩油是长庆油田的潜力所在，更是中国石油未来资源接替的“黑马”。
  “页岩油就像蕴藏在地下的巨大甜点，一个拳头大的石块就可以产出一瓶油。”长庆油田勘探开发研究院地质试验二级工程师杨伟伟介绍。在我国，页岩油的资源量远大于常规石油，有效开发能降低我国原油对外依存度，对保障国家能源安全和国民经济发展都将起到重要作用。
  明知脚下蕴藏着“金山银山”，如何开采又成了新的难题。长庆油田勘探开发研究院页岩油研究所所长何右安说：“追根溯源，还得回到地质认识这门功课上来。”
  走进长庆油田岩芯库，一排排整齐划一的岩芯仿佛在向到访者诉说着地层深处的秘密。“我们要重新模拟一个时空，让石头们乘着时光机回到成百上千年前地下蕴藏时的状态。”杨伟伟说。这些岩芯是油田的“数据库”，更是其颠覆认知的“储能库”。
  岩芯依旧是那些岩芯，但其承载的认知内涵却在长庆石油人不懈的探索中持续拓展与深化。他们相继破解了大型宽缓坳陷湖盆细粒沉积发育模式、超富有机质烃源岩形成机理、页岩层系储层微观孔喉发育机制，以及陆相淡水湖盆页岩油富集模式等关键难题，持续为页岩油资源的精准预测提供坚实的理论依据。
  精细再精细，攻克规模建产技术关——
  技术创新是持续推进页岩油勘探开发进程的关键。唯有在技术上做精做细做好，才能满足规模效益勘探开发的需求。
  “如果把常规油气田的油气产出通道比作高速公路，长庆油田致密油如同羊肠小道，而其页岩油则微细如毛细血管。”长庆油田陇东油气开发分公司一级工程师党永潮解释。面对这样的“先天不足”，长庆石油人深知：唯有依靠技术创新，方能在逆境中另辟蹊径、勇往直前。
  高效开发页岩油的关键在于压裂。勘探开发研究院致密油研究所侯秀林指出：“相较于钻井成本，当前压裂成本最高，占单井总成本的60%。这就要求我们既要设法压开油藏，又要压出经济效益。”
  水平井体积压裂技术是国际公认的非常规油气开采手段，也是实现页岩油气高效开发的关键。然而，不同于北美页岩油储层大面积连续分布、厚度大等地质特征，我国的页岩油储层孔隙结构和类型复杂、厚度较小。
  为最大程度改造储层、动用储量，长庆石油人按照自身特性，研发细分切割体积压裂技术。就像制作面条一样，切得越细，每根面条沾上的面粉就越多，裂缝与储层的接触面积也就越大。大方向确定后，下一步便是究竟选择何种压裂布缝方式。
  当时在长庆油田有两种声音：一种是学习北美的大段多簇方式，另一种是开发自己的多段少簇方式。在争论中，长庆油田决定“摸着石头过河”，先论证，再拿实践推动技术进步。
  长庆石油人首先应用的是北美通用的大段多簇方式，但经过2年的探索后，效果并不尽如人意。“2020至2021年，庆城油田规模应用后，单井产量较前期低1至2吨，效益开发面临挑战。”长庆油田油气工艺研究院一级工程师薛小佳说。
  不轻易言弃的长庆石油人重新翻阅资料、参考历史数据，将自主开发的多段少簇式开采方式应用于实践。没想到这一方式不仅让段间距缩减40%至60%，每百米射孔簇数增加2至3倍，每百米进液量和加砂强度更是提升2倍以上，地层能量显著提升，油井产量也相应提升。
  在此之后，长庆石油人持续探索，优化开发方式，形成了长庆特色的以“立体式、长水平段、多簇射孔密布缝、可溶球座硬封隔、暂堵转向软分簇”为核心的体积压裂技术，带动3年间页岩油产量翻了一番，2023年长庆页岩油年产量达到270万吨。
  在长庆压裂技术走深走细的过程中，长庆油田油气工艺研究院油田化学与防腐研究所李楷曾牵头开发具有自主知识产权的压裂液核心添加剂，仅这一项就为企业降低生产成本10多亿元。在他看来，北美油气资源禀赋较为优越，往往采用大规模开发的技术策略，而我们则要结合实际，在技术研发上做精、做细、做好。
  优化再优化，突破效益开发关——
  管理创新是页岩油效益开发的重要途径。唯有持续优化运行管理机制，才能实现少层高效、少人高效和少地高效。
  在长庆油田页岩油产能建设项目组中，一套打破常规的协同机制正在高效运转。这里，勘探、地质、工程等不同单位和专业的技术人员都在一起办公，组成了一体化项目团队。当难题出现时，项目组成员可以第一时间现场“会诊”，提高工作效率。
  “制约规模效益开发的首要因素是成本。七分技术，三分管理。长庆油田正是依靠管理向精走带动页岩油成本向低行。”侯秀林说。
  在陕北生产区域，曾有一段时期，管理层级繁多，有时公司生产工作部署信息抵达基层采油班组需要近一周时间。
  从2022年7月底开始，长庆油田以页岩油开发分公司为试点，推行少层高效，即降维式扁平化管理。与常规采油模式相比，“分公司—中心站”的两级架构大大缩短了工作安排流程，使得公司指令能够即时传达至基层，流程化操作时间更是节省了1/3。目前，经过“瘦身强体”的页岩油开发分公司，百万吨用工不及常规采油单位的1/10，人均原油产量年贡献值达到4000吨。
  12月7日，华H100平台附近，3架无人机按照预设线路正在执行任务，每天这些无人机能巡检58口井，替代之前10多人的工作量。
  当管理创新与数智赋能相遇，碰撞出的“油花”远超想象。长庆油田不仅创建了国内首个信息化、智能化页岩油物联网云平台，更创新了油井边缘控制、站场无人值守、管线智能监控、系统智能决策等系列技术，创建了“全面感知、自动操控、趋势预测、优化决策”的全生命周期、全流程智能监管模式。
  长庆油田页岩油开发分公司生产指挥中心副主任夏红宇说：“正是依靠物联网云平台、机器人智能巡检等高科技手段，让点多面广井多的长庆油田百万吨用工量仅为常规油田的20%，实现少人高效。”
  在距离采油十二厂生产指挥中心34公里外的黄土塬上，坐落着国内最大的页岩油扇形井网平台——合H9平台。长庆油田将少人高效用到极致，仅用地上4个足球场的面积，就控制了地下1000倍面积的资源，共计1040万吨的储量，年生产油气10万吨以上。与传统布井方式相比，这种新模式节约了相当于20个足球场面积的井场用地。
  长庆油田大部分地区处于黄土高原，鉴于当地平地少且干旱缺水的实际，石油人不仅探索形成了以“水电路信超前共建、多级连续供蓄水、物资工厂直达现场、钻试多机组同步同向作业、智能远程决策支持”为核心的黄土塬工厂化作业，还首创“平台—联合站”一级布站、组合式橇装建站的集约建设模式，从而确保百万吨建站数量减少超一半，建站周期缩短40%，节约土地资源50%。
  打开我国能源版图，页岩油的分量正与日俱增。作为先行军、探路者，长庆石油人蹚出了一条前人未走过的路，闯出了一个页岩油效益开发体系，为我国正在如火如荼上演的页岩革命赋能助力，也为保障国家能源安全和经济稳定发展提供坚实支撑。