6月26日，在距离庆阳市90多公里外的页岩油华H105平台，5台5000型电动压裂橇齐发力，进行第3口水平井的压裂作业。长庆油田陇东油区“电代油”压裂加速推进。截至目前，陇东油区页岩油水平井“电代油”压裂已完成29口井、594段，实现减碳1390.68吨。

历经数十年的科技攻关和勘探开发，长庆油田创新形成了页岩油复杂缝网体积开发理论，创建了鄂尔多斯盆地页岩油规模效益开发技术系列，仅用一个平台就实现了传统模式下近百口井的生产效果，绿色建产开发不断推进，我国陆相页岩油规模效益开发进入全新阶段。

厚积：探寻深埋的资源

从古城庆阳出发，沿途沟壑纵横、梁峁交错。这里是典型的黄土高原梁峁残垣沟壑区，也是全国黄土层最厚的高原。

20世纪70年代初，地质学家对陇东地区开展油气勘探过程中，在长7段共有40余口井钻遇了油层。但受限于当时的地质认识和工程技术水平，直井压裂后试采效果差、产量递减快。长7页岩油所处的烃源岩也一度被认为不存在沉积体，是没有开采价值的油层。

长庆石油人始终没有放弃对这片热土的探索。2000年后，随着对地质理论认识的不断深化和大胆创新，在陇东地区的勘探由源外勘探向源内勘探深入，长庆石油人在该区域发现了砂体和沉积体，相继落实多个有利区块。

在此期间，长庆油田相继在低渗透、超低渗透油藏的开发上取得突破，地质认识、工程技术愈发成熟，“磨刀石革命”成效初现。

而页岩储层被称作“磨刀石中的磨刀石”！

自2011年以来，美国借助页岩油革命，页岩油产量迅速提升。敏锐的长庆石油人意识到，开发陇东页岩油的时候到了！

2011年，长庆油田正式对长7段页岩油开展地质评价和技术攻关。与美国海相页岩油不同，陇东地区页岩油具有砂体厚度薄、纵横向非均质性强、地貌复杂等特征，纵观全世界都没有先例可循。

小震源要撼动大厚层。陇东页岩油被黄土覆盖，震源激发像一拳打到棉花上，接收不到高信噪比的信息回传。实施精准的地震勘探，完成地下成像与地层描述等工作，就像在几千米厚的黄土里撒一把小米，再把小米逐一精确定位，这对物探作业提出了前所未有的挑战。

小块头要做大文章。与传统圈闭成藏理论不同，页岩储层从以往认知的生油层变为产油层，源储一体、自我封闭、常非有序分布。特别是长7页岩油，地下纵向分布有多套油层，叠合交错；地上坡陡坎深，如果利用传统的直井向下开采，不仅难以窥其全貌，而且密集的井位布置会对地面工程建设带来巨大挑战。

小裂缝要实现大效益。页岩油储层致密，属于典型的“人造油藏”，体积压裂可以实现立体动用地下油气资源，是打开此类非常规油气资源油流通道的重要措施之一。而彼时，体积压裂的概念仍属“舶来品”，压裂如何分段分簇、控制缝网形态？涉及的压裂液、封隔器、可溶桥塞等材料装备能否大规模国产？相关技术人员有无储备？一切都是空白。

如何蹚出一条页岩油规模效益开发的新路，成为摆在长庆人眼前的现实难题。

　攻坚：唤醒沉睡的宝藏

2018年，长庆油田页岩油产能建设项目组成立。项目组人员心里都清楚，开发页岩油，有场硬仗要打。

“这是一份事业，我得把他干成。”页岩油产能建设项目组骨干、陇东油气开发分公司产能建设项目组地质办公室主任陈波，与项目组同事们坚守7年时间，就为做好这一件事——将深埋在地下的页岩油“拿”出来。

在“新技术、新理念、新思路”的指导下，陇东油气开发分公司聚焦理论与工程的难点，在吸收北美页岩油革命技术思路的基础上，针对陇东地区独特的地质特征与储层条件开展持续攻关，探明我国首个10亿吨页岩油整装大油田——庆城油田。

这一切都源于规模勘探、水平井立体开发主体思路的确立以及核心关键技术的突破。

长庆油田创新利用黄土塬“高保真、高分辨率”可控震源三维地震技术，发挥地质建模、测井精描等多学科优势，精准刻画储层三维空间砂体展布、断层及裂缝发育情况，持续提高超薄甜点预测精度，最大限度消除黄土层的影响，既保证了“看得清”，又兼顾了“探得深”。

在亚洲陆上最大水平井平台——华H100平台，有31口水平井，开采储层辐射面积达4万多亩，而占地面积仅有30亩。长庆油田针对目标储层长而薄、纵向多套油层叠合的特征，采用大井丛、多层系、立体式布井模式，适应客观地质条件，大幅提高储量动用程度，真正实现了“用小场地撬动大资源”。

“水平井压裂是页岩油开发中的关键一环，很大程度上决定了水平井整体开发的成败。”长庆油田页岩油产能建设项目组副经理齐银介绍道。长庆油田创新建立了不同甜点区带差异化立体压裂设计模式，发展形成以“多簇射孔密布缝+可溶球座硬封隔+暂堵转向软分簇”为核心的长水平段细分切割压裂模式，单井EUR较示范区建设初期提高了40%以上。

经过10余年的勘探开发，长庆油田创新形成了以大平台立体式布井、三维水平井优快钻井、细分切割体积压裂为代表的五大技术系列18项配套技术，核心工具材料均实现自研、自产、自供，单井压裂投资较2018年下降22.5%。

长庆油田逐渐掌握了页岩油规模效益开发的主动权。

　奔涌：打造绿色智能未来

华H60平台外山峦叠嶂、绿野青葱。平台内既不见抽油机，也不见采油工，只有整齐划一的光伏板与采油树浑然一体、互为映衬。这是长庆油田页岩油大平台智能无杆采油的一个缩影，凝结着长庆油田在页岩油集约式开发管理模式上的创新探索。

“我们坚持‘用最少的人创造最大效益’的思路，探索‘油公司’模式下人力资源的最优配置，人均吨油贡献率在长庆油田各采油单位中居于榜首。”页岩油开发分公司总地质师梁晓伟表示，在集约式开发模式下，建设百万吨页岩油产能减少了80%的用地，用工总量只相当于传统模式的12%至15%，真正实现了少人高效。

高效集约生产模式的核心在于一体化理念的提档升级。“实现页岩油的规模效益开发，关键在于地质、钻井、开发之间的相互融合，一体化发展。”页岩油产能建设项目组钻井副经理李治君表示，正是将地质认识融入工程技术，工程技术落脚到开发需求，形成了页岩油高效勘探、效益开发、地质工程一体化的新模式。“甲乙双方共同发力，共同解决难题。”长期在陇东地区参与作业的川庆钻探CC50116钻井队队长魏代辉对此深有感触。

开发模式的创新，驱动长庆油田真正由“多井低产”时代迈入“少井高产”时代。工业与信息的加速融合、平台向数字化智能化转型，则为页岩油效益开发提供了新动能。

“系统会自动推送油井工况异常情况，我们日常功图巡检时间由原来的两个小时缩短到3分钟。”页岩油开发分公司的周晶晶是油田数字信息化建设的亲历者，也是受益者。

借助页岩油物联网云平台，长庆油田在生产前端实现了油井自主稳定运行、管线智能安全运行、场站无人值守运行的小闭环管理方式；生产后端以物联网云平台为核心，形成了基于模型算法远程控制、多部门多学科协同办公的大闭环管理方式。一种全生命周期管理的页岩油智能化闭环管控模式在长庆油田“生根发芽”。

“当技术发展到一定阶段，就要考虑从管理上做文章。”中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院院长鲜成钢对页岩油前景的展望，与长庆油田的下一步发展不谋而合。

未来，长庆油田将接续向油气水综合利用、风光热绿色接替、全过程智能管理的建设模式迈进，打造页岩油规模效益开发的长庆模式。

放眼望去，在陇东黄土塬的山山峁峁间，页岩油规模效益开发的“春天”已经来到。