长庆人 长庆路 长庆魂
2014-02-28策划报道袁伟
■ 策划报道/本刊记者 袁伟
长庆人 长庆路 长庆魂
■ 策划报道/本刊记者 袁伟
综述篇
长路漫漫
探索篇
“夸父”追日
发现篇
山重水复
突破篇
峰回路转
创新篇
路在脚下
管理篇
纵横捭阖
启示篇
致胜法宝
最新国家油气资源评价表明，鄂尔多斯盆地拥有石油资源量129亿吨、天然气资源量15万亿立方米，是我国油气资源“聚宝盆”。2013年，长庆油田实现油气产量当量5195万吨，高质量建成“西部大庆”。同一年，长庆油田实现新增探明油气储量分别达3.1亿吨、2732亿立方米。至此，这个油田在鄂尔多斯盆地已累计探明石油储量突破34亿吨、探明天然气储量超5万亿立方米，迎来史无前例的储量增长高峰。
为什么长庆能达到5000万吨产量？是什么经营模式催生了长庆10年来突飞猛进式的发展？为什么长庆的油气当量达到5195万吨后，用工总量仅仅7万人？长庆石油人，这是一群什么样的人，能一次次地突破前人划定的“不可能”，能在外界认定的“无价值”中创造价值？长庆油田走过的是一条怎样的路，是怎样的精神力量支撑着长庆人在无望中前行、在失败中奋起？
本刊记者通过深入的采访，首次独家披露长庆发展史上一些不为人知的故事，至于感悟和启示，笔者反而无需着墨太多。
何炳彦/摄
长路漫漫
综述篇
东汉的班固在《汉书·地理志》中指出：“高奴，有洧水可燃”。高奴正是今天的延安一带。宋代科学家沈括在他的《梦溪笔谈》里首次使用了石油一词：“鄜、延境内有石油，旧说‘高奴县出脂水’即此也。生于水际，沙石与泉水相杂，惘惘而出，土人雉尾甃之，用采入缶。颇似淳漆，然之麻烟甚浓，所沾幄幕皆黑”，并预言“此物后必大行于世”。而古时的鄜州、延州就是指位于鄂尔多斯盆地东南部的延安地区。鄂尔多斯盆地也是我国最早有天然气记载的地区。
鄂尔多斯盆地不仅是“石油”一词的诞生之地，也是我国石油勘探开发最早的地区。1905年建成的中国陆上第一口油井就诞生在鄂尔多斯盆地。新中国成立后不久，就启动了鄂尔多斯盆地的石油勘探。1950年，政务院召开西北石油勘探会议，组建陕北勘探大队，是新中国成立后在鄂尔多斯盆地开展最早的石油勘探活动。
但此后的20年里，鄂尔多斯盆地的石油勘探开发历程曲折离奇，跌宕起伏。
从1970年算起，到2013年是43年，长庆油田大器晚成，终于成为我国最大的油气田。漫长的43年里，大部分时间长庆油田都是一个默默无闻的小油田。长庆油田的崛起，有一个漫长的探索和积累过程，最终迎来了思想和理论的突破，也迎来了勘探与开发的大突破。长庆人有过迷茫和无助，最终迎来了顿悟和曙光。长庆油田的发展史，是一部锲而不舍、攻坚啃硬的历史，也是一部解放思想、勇于创新的历史，更是一部弘扬和丰富大庆精神铁人精神的史诗。
正如中国石油集团副总经理、党组成员、长庆油田公司总经理赵政璋所说，长庆油田建设“西部大庆”，是几代长庆石油人梦寐以求的热切期盼和不懈追求，离不开油田广大干部员工“我为祖国献石油”的高度责任感和使命感、离不开“敢为人先、挑战极限”的发展意识和“攻坚啃硬、拼搏进取”的实干精神，赵政璋说，在建设“西部大庆”的征程中，长庆油田前进的每一步，都得益于党中央、国务院的亲切关怀，得益于集团公司党组的正确领导，得益于地方党委政府的大力支持，凝聚着所有参战单位的无私奉献，饱含了创业者、建设者的辛勤汗水。长庆油田实现年产油气当量5000万吨的伟大实践，也记录了油田历届领导班子孜孜以求、呕心沥血的奋斗历程，展现了广大干部员工艰苦奋斗、为油奉献的英雄创举。
探索篇
“夸父”追日
齐心协力。杜克勤/摄
张文正是1982年从浙江大学毕业并被分配到长庆油田的。一同分到陕西的，还有两位同学，但他们的单位就在西安，火车一到西安就被单位接走了，张文正却找不到长庆在哪里。一个人在西安火车站徘徊，不知道单位在哪里，张文正非常无助。通过打听，张文正又换了汽车，经过两天的颠簸，才到达甘肃庆阳，找到了自己的单位。
就在张文正寻找“长庆”的时候，江汉石油学院毕业的付金华已经跨过长庆桥，顺利到达位于甘肃陇东的庆阳。付金华之所以能顺利地找到长庆石油勘探局当时的总部，是因为那一年江汉石油学院分配到长庆油田的毕业生多达10人，大家结伙，综合了各自掌握的信息，很快就摸到庆阳，并找到了单位。可惜的是，当年一起分配到长庆油田的10位同学中，不到3年就有8位调离了长庆油田。主要当时在鄂尔多斯盆地找不到油气构造，觉得没有希望。本来就是平板一块，哪有构造？似乎没有构造就没有希望，所以他们都走了。付金华和另一位同学却留了下来，20年后，和付金华一起留在长庆的另一位同学也因为重组和升职离开了长庆。这样一来，当年从江汉石油学院毕业并分配到长庆的10位同学中，只剩下付金华一位了。
“中国石油榜样”、高级技术专家、教授级高级工程师张文正和长庆油田分公司副总地质师付金华经历的，正是长庆油田最“黑暗”的时期：总部位于甘肃庆阳的一个小县城里，地处偏远，条件艰苦；勘探上处于低谷，看不到发展的希望；油田产量只有百万吨左右，默默无闻。
最难忘的是1984年到1985年那段野外勘察的日子：六七个人组成一个小分队，一辆大篷车拉起来就走。大篷车里的宝贝就数那几口大箱子了，那是野外勘察、测绘、取样必备的仪器。除此之外，就是几个凳子和锅碗瓢盆等生活用具。司机师傅一脚油门，大篷车便驶向茫茫的鄂尔多斯盆地—对车上的每一个人来说，前路是什么，一片茫然。但他们的目标很明确，一是勘察盆地的地貌，二是看露头，三是追层系，四是找油苗和取样。
每天天一亮就出发，黄昏时分寻找住宿的地方，走到哪儿就住到哪儿，实在没地方住，就住在车上。
最累的是追层系。鄂尔多斯盆地的大部分地层在山西省柳林县境内都有露头，但到了盆地内部，要找出层系与露头的对应关系可就难了。在这个山头上发现一个层系，就得马上到另一个山头去找对应。然后在山坡上用卷尺测量剖面，记录数据……
一些人在盆地里到处勘察，另一批人则像流浪者一样，在盆地里找构造，找背斜，找隆起。在传统地质理论的指导下，油气勘探就是要找构造。那是一个漫无边际流浪的年代，那是一个连战连败的年代，也是一个苦苦思索的年代。
我们常说探井无失败，意思是说，每一口探井，即使没有出油出气，也在不断加深我们的地质认识，也会对以后的勘探做出贡献。当时，长庆油田的天然气勘探尚未启动，而会战时期发现的一批侏罗系油藏确保油田稳产已经相当困难。由于巨厚黄土层的阻隔，无法进行地震勘探，长庆的石油勘探主要通过探井实施。但侏罗系勘探如大海捞针，其他层系，尤其是三叠系勘探却陷入了“井井有油，井井不流”的尴尬和无奈之中。这种现象甚至影响到长庆油田的储量申报。安塞油田发现后，长庆油田向当时的石油部提交的一批探明储量，但石油部专家说什么也不相信：“没有地震资料，你怎么知道探井之间没有断裂？你怎么确定探井之间的储层就是一致的……”，上报的储量经过很长时间，经过长庆的勘探专家们反复论证才得到认可。
当时，虽然找不到构造，但“井井有油”说明盆地里有丰富的石油资源，长庆人坚信一定能找到大油田。是的，信念，正是坚定的信念，让长庆的科研人员在失败和茫然中前行，在痛苦与希望中探索。
长庆油田的天然气勘探更是充满传奇。最初都是沿着找构造、找高点、找背斜的思路进行的。上世纪80年代在伊盟隆起打了40口探井，没有成功。又搬师到盆地南部，在耀县（即现在的耀州市）打了耀参1井和耀参2井，本想是盆地边缘，又是高点，应该有构造，但都没有成功。最后又移师盆地东部，一直打到黄河边，都没有效果。由于勘探方向有问题，当时只注重到盆地边缘、高部位去找构造，结果转了十几年，也没有大的发现。
整个20世纪后20年，长庆油田不得不去寻找根本就不存在的“构造”，结果，迎接他们的只有一次次的失败，那是一件非常痛苦的事。
整个20世纪后20年，长庆油田不得不去寻找根本就不存在的“构造”，结果，迎接他们的只有一次次的失败，那是一件非常痛苦的事。
发现篇
山重水复
锲而不舍的探索和追求过程中，总有意外发现。这些“意外”却总能引发深入的思考。而长期的苦思冥想，总能带来一些顿悟。
那个时期，长庆人挖空心思找构造，但在鄂尔多斯盆地找一个构造实在太难。1983年发现了安塞油田。当时是按照一个大构造、大圈闭的思路对待的，但后来发现，这个所谓的构造并不具备一般构造的典型特征，产油层集中在一个三叠系的层系里，而且储层展布比较均匀。不是构造，那么这是一个什么东西呢？一些思维敏锐的勘探家开始思考。
没有构造，在计划经济色彩很浓的20世纪80年代，勘探投资怎么办？于是，就人为地造出一个“构造”，以便争取更多的勘探投资。没想到，这一虚构的构造还石破惊天地搞出了大场面。
那是1988年期间，一个位于靖边附近的所谓“林家湾构造”被“发现”了。这一地区已经离开黄土高原进入毛乌素沙漠边缘，受当时技术条件限制，地震资料虽然模糊，但似乎大致呈现出一个构造的形态。于是，陕参1井的投资批了下来。作为一口科学探测井，其目的，就是通过对该构造的研究，揭示盆地中北部的油气聚集情况。然而，没想到的是，该井钻进过程中就发现良好的油气显示，当1989年底该井试气放喷时刻到来时，竟然喷出强大气流，宣告了靖边大气田的诞生。
那个所谓的“林家湾构造”在陕参1井出气后，长庆油田通过一系列探井和评价井，加深了对这一地区的研究，结果发现，构造没了。然而强大的工业气流是实实在在的，此后的一系列探井和评价井继续扩大着含气面积，一个大气田展现出来。
陕参1井的成功和靖边气田的发现，当时就引起一些思维敏锐的人去思考：没有构造怎么会有气？为什么？盆地的周边都打遍了，什么也没有，那么盆地内部呢？那里埋藏的是什么？
没有构造，却发现了安塞油田，弄了一个假构造，却发现了靖边大气田，这些“意外”似乎在昭示着什么。1993年8月23日，在陕西靖边至安塞之间完钻的气探井陕92井，却意外在延长组6层获得17.4吨高产工业油流—又是一个意外。1995年，循着靖边气田向东，通过陕141井，发现了上古生界的榆林大气田。
从靖边气田出发，向东发现了榆林气田，但向北的勘探最初并不顺利。1996年，长庆的勘探家们开始了一段连战连败的痛苦经历。1996年，实施了一口叫桃1井的天然气探井，结果是没出气。1997年是桃2井，实施后，还没出气。1998年，又实施桃3井，仍然没有出气。1999年再实施了桃4井，结果，还是没有发现。直到2000年初完井试气的桃5井取得成功。在“桃”字头探井取得成功的同时，另一拨人的“苏”字头探井也从东边的乌审旗气田摸索着打了过来，苏2井就是其中之一。这口探井钻进过程中，发现优质石英砂储层，长庆油田研究院的驻井专家非常激动，把这一好消息四处传扬，弄得大家都很期待。完井试气那天一大早，油田的领导和机关有关部门领导能到的都到了现场，去了整整一辆大轿车。试气开始了，左等右等不出气，从上午等到中午，从中午再等到下午，放喷口一点动静都没有。
“完了，没戏，空欢喜一场”……到下午的时候，开始有人议论，进而是不耐烦，再进而是失望，最后大家带着遗憾上车离开了。但就在大家离开几小时之后，半夜时分，放喷口出气了，而且是20多万立方米/日的无阻量—又是一个意外。
紧接着，当年的8月26日，在桃5井以南12千米处部下的苏6井试气，获得无阻流量120.26万立方米/日的高产气流，苏里格大气田从此诞生。
从20世纪80年代到世纪之交，依靠锲而不舍的探索精神，长庆油田在勘探上取得了一系列突破，但在当时，中国的天然气时代尚未到来，发现的气田由于下游市场的限制，无法形成规模产量。而石油方面呢？侏罗系勘探难有突破，长庆人不得不面对三叠系，而要面对三叠系，就要直面低渗、低压、低丰度。“三低”像一道无法逾越的鸿沟，横亘在长庆人面前。从1983年安塞油田的发现到1995年，长庆人与这个“三低”搏杀了整整12年。
对于长庆石油人来说，长庆要发展，“三低”既然注定是躲不过的现实，那就来吧。
1995年，长庆石油凭着“攻坚啃硬，拼搏进取”的顽强精神，经过12年攻关研究，硬是在被称为“磨刀石”的“三低”储层上，创造出了奇迹。12年间，长庆采油一厂立足安塞油田，以技术创新引领油田开发建设，不断进行核心技术攻关和开发试验，先后探索形成了以超大丛式钻井建产、“三分”精细注水老油田稳产、重复压裂措施增产等一系列高效开发特低渗透油田的核心技术，形成了在国内领先的特低渗透油田的开发理论、技术系列和建设模式，使安塞油田每年保持30万吨到40万吨的建产规模和10万吨以上的产量增长，连续14年使这个被国外著名油田开发公司认为“没有开发价值”的油田保持了Ⅰ类油藏开发水平。到2005年，又是一个10年，平均有效渗透率只有0.49毫达西的安塞油田，原油产量直线上升，负责开发安塞油田的长庆油田第一采油厂的年产量突破200万吨。2010年，第一采油厂的年产量突破300万吨。截至目前，安塞油田共开发油藏18个，累计探明地质储量3.56亿吨，累计生产原油3100多万吨。
安塞油田实现规模开发的同时，靖安油田也开始大规模建产，两大油田助推长庆油田的原油产量开始上升，并于1997年突破200万吨大关。
1996年，当安塞油田的“三低”问题得到初步解决的时候，长庆人已经意识到，“三低”并不是不可逾越的鸿沟。世纪之交，长庆油田提出了“三个重新认识”的指导思想，即：“重新认识鄂尔多斯盆地、重新认识长庆低渗透、重新认识自己”。“三个重新认识”是找油的思想方法论，富含哲学思考，是实践的产物，认识的结晶，具有符合长庆客观实际的指导意义。长庆人用其认识地下、审视自己、指导勘探。从此，长庆开启了一段解放思想的光辉历程。
突破篇
峰回路转
安塞油田。许兆超/摄
解放思想从来就不是一种状态，而是一个不断渐进的过程。比如对低渗透的认识。原来，长庆对低渗透的认识可以说全是负面的。但随着认识的深入，长庆人也认识到了低渗透的另一面：生、储、盖是油气成藏的必备条件，鄂尔多斯盆地有生油层，正是因为低渗透，才使得生烃岩里释放的油气在漫长的地质岁月里没有散失而得以保存下来，从而成就了鄂尔多斯盆地满盆气、满盆油的“聚宝盆”形态。
但油气勘探开发决不是一次解放思想就能突破所有问题的。追求无止境，勘探无止境。不轻言放弃，应该是地质家的一贯品质。长庆油田对姬塬地区“六上五下”的勘探历程生动地诠释了这一道理。长庆油田之前，从陕甘宁石油勘探局到银川石油勘探局，对姬塬地区的勘探经历了多次无功而返的往复。地下有没有大油田，人们都流露出期待的目光。这中间有困惑，有迷茫，有徘徊，亦有喜悦，有收获。长庆人始终抱定一个决心，对地下的认识，是一个逐步清晰的过程，只要盯住不放，总会开花结果。
1950年到1969年，遵循“背斜找油”理论，主要开展了重、磁力详查，电法勘探，完成了一系列电法剖面，并开展地质详查，钻探了7口探井，对区内的石油地质条件及含油性进行了初步认识，但由于没有重要发现而下马。
1970年至1972年，以侏罗系为主要目的层，完钻探井24口，发现侏罗系出油井点。同样是因为没能扩大战果而搁置。
1976年至1980年，心有不甘的长庆石油人再次把目光投向姬塬地区。在姬塬东坡完钻探井20口，两口井试油获得工业油流，发现元21、23井等侏罗系油藏，但勘探仍未取得突破。
1982年到1993年，还是侏罗系勘探，先后钻探井50余口，发现了元城、樊家川、庆101井区、庆64井区、樊101井区侏罗系油田，累计提交探明地质储量3410万吨。虽然有所发现，但仍然囿于侏罗系油藏，没有取得认识上的突破。
经过4年停顿，1997年到2000年，又启动姬塬地区三叠系延长组上部油层勘探。在元城油田北面元51井区完钻探井9口，发现姬塬地区第一个延长组油藏，这期间曾有一次与大发现机遇擦肩而过，但受当时认为长4+5为湖侵期，难以形成有效的储集体的认识局限，加之其它外部环境因素干扰，对长4+5油层未能进行试油，从而延缓勘探的发现。
2003年以来，随着鄂尔多斯盆地勘探工作的不断深入，尤其是陕北、陇东勘探开发的启示，坚定了姬塬地区石油勘探向低勘探程度区以及延长组下部含油层系进军的信心，通过盆地综合地质研究与有利目标评价，确定了再上姬塬的战略决策。功夫不负有心人，在姬塬地区的石油勘探进入2003年后，终于取得了“蓦然回首，那人却在灯火阑珊处”的效果。2003年在落实姬塬地区长2油藏储量规模的同时，及时捕捉长4＋5油层动态信息。为了加快该区长4+5油层的勘探，随后开展了油层对比、砂体预测等一系列工作，并结合最新研究成果，确定铁边城区作为勘探突破口，对原部署进行调整，加大了该目标区钻探工作量的投入，勘探获得重大发现，实现姬塬地区长4+5勘探的重大转移。
也是在世纪之交的那几年，石油勘探领域再次遇到瓶颈：在安塞和靖安两油田发现后，战场转移到了西峰地区，根据水下扇成藏理论进行勘探，多口探井打下来，一无所获。长庆的一批年轻勘探家对于原来认为西峰地区长8是水下扇的观点提出质疑，认为应是辫状河三角洲，提出了以剖11井区为突破口进行勘探的思路。结果在西17井取得突破，发现了5亿吨储量规模的西峰油田。
然后是华庆油田。华庆地区某层系为湖盆中部，原来认为不可能成藏。原因很简单，湖盆地区的河流携带的大颗粒砂子都在入湖口的水下扇中沉积下来，形成有效储集砂体。而湖盆中心沉降的都是细微的颗粒，不可能形成储集砂体。但长庆地质家从前期的探井实施中，捕捉到一些有效信息，提出了“源外成藏”的观点。认为即使是湖中心，也可能因为附近火山暴发、火山碎屑沉降等因素而形成储集砂体。按照这一观点，部署了一批探井，最终发现了10亿吨级的华庆油田。
至此，长庆油田相继发现并探明了安塞油田、靖安油田、西峰油田、姬塬油田、华庆油田等一批大油田。在天然气方面，靖边气田之后是榆林气田，然后是乌审旗气田、苏里格气田、子洲气田、神木气田，资源基础进一步筑牢。
油田开发方面，安塞油田从1983年塞一井的发现到油田基本地质探明，先后经历了6年时间，共探明王窑、侯市、杏河、坪桥、谭家营五个含油区块，含油面积206平方公里，探明储量达2.37亿吨，是我国陆上当时发现的储量最大的整装油田。
安塞油田在开发中探索形成了一整套有效开发“三低”油田的核心技术，不仅成功开发了安塞油田，而且为全国低渗透油田近40亿吨储量开发提供了重要的指导意义。1995年，“安塞特低渗透油田开发配套技术”被中国石油确立为“安塞模式”，并在全国推广。
“安塞模式”的不断创新和丰富，推动着安塞油田的快速发展，原油产量于1997年突破100万吨，2004年实现200万吨，2010年跨越300万吨，并且在300万吨以上实现了持续稳产增产，巩固了特低渗透油田高效开发的典范地位。
推广和应用安塞油田的成功经验，靖安油田实现规模有效开发，原油产量节节攀升，西峰油田则迅速建成200万吨产能。同时，随着我国天然气时代的到来，靖边气田、榆林气田相继投入大规模开发……
世纪之交，经过30年积聚而爆发出巨大的潜能，大发展似乎就在眼前。
创新篇
路在脚下
没有那么简单，总有新的挑战横亘在长庆人面前。
2001年，长庆油田开始对苏里格气田进行试采，看到的情景可以用“悲惨”来形容：压力下降快、关井复压后，恢复能力低。第二年秋天，新组建的采气三厂迅速建成了苏里格气田1号和2号集气站。2002年9月21日，两座集气站投产时，正是农历中秋节，苏里格气田第一批生产井也开始生产。当天，采气工打开了苏6井的阀门。然后大家就在内蒙古鄂尔多斯市乌审旗一个租来的院子里喝酒庆贺，甚至还请来了当地的乌兰牧骑(即小型文艺演出队)。然而，在他们的欢声笑语中，苏6井的压力却在直线下降，与试采时的情景一模一样。当第二天的太阳从东方升起的时候，苏6井开井时22兆帕的油压已经降至与4兆帕的系统压力基本持平。也就是说，只经过了不到24小时的生产，苏6井的产量已经差不多降为零。
与此同时，坏消息接二连三：除少数气井外，大部分气井产量急剧下降，有的甚至停产了。
直井不行，那就换水平井，结果两口水平井中的苏平1井完井后投产，产量极低。而苏平2井完井试气，干脆没有形成工业气流，成为一口所谓的“干井”。
为了有效识别储层，二维地震不行就上三维的，然后再上多波地震，结果都是不行。也可能是压裂技术不行，那就上大规模压裂、二氧化碳压裂，结果也是不行。不管什么方法，其结果都是：压力下降快，产量低，关井后压力恢复慢。一个残酷的现实是，为开发苏里格气田而成立的长庆油田采气三厂，直到2005年，年产量仍然只有区区三千多万立方米，数十口气井时开时停，近5年的累计产量只有3亿立方米。
苏里格气田的开发难题是显性的，此时长庆油田的石油开发同样面临着巨大的问题：随着开发的深入，新投入开发的储量的渗透率越来越低，开发难度越来越大，不过这一问题是隐性的。
解决这些问题，最有效的办法是技术创新。苏里格气田建成每1口井的平均投资高达1200多万元，而当时计算的平均单井总采出量却只有1600多万立方米，在当时的气价下，即使在今天的气价下，都是严重亏损的。高投入低产出的强烈反差，使苏里格气田成为当时中国石油上下共同争论的焦点。针对苏里格气田的特点，长庆油田采用集成创新的方法，形成了井位优选、快速钻井、储层改造、丛式井水平井、井下节流等12项配套技术，突破了制约苏里格气田经济有效开发的技术瓶颈，气田开发成本显著降低，开发管理水平大幅提升。8年时间建成了生产240亿立方米/年天然气的规模能力，2013年，苏里格气田生产天然气212.19亿立方米。
如今的苏里格气田，一座座无人值守集气站拔地而起，一个个丛式井组快速建成。整个气田6000多口气井、上百座集气站、5个天然气处理厂的数据采集、生产运行、动态分析、安全预警，均被集中到数百公里之外的数字化生产指挥中心的电脑屏幕上。
现在，苏里格气田的开发技术持续提高，不动管柱水力喷射及裸眼封隔器多段压裂技术实现了规模应用，并研发了三种新型低伤害压裂液体系；完成了水平井井位优选等技术攻关，初步建立了水平井+直井联合布井模式；研发了斜井段复合盐防塌和水平段防塌润滑钻井液体系，钻井速度显著提高；研制了31/2″生产管柱卡瓦式和预置式节流器，以及新型水平井井下节流器。水平井的规模应用，大幅度提高了致密气整体开发效益。苏里格气田投产水平井324口，占该气田总井数的6%，日产天然气能力1580万立方米，占整个气田日产能力的30.3%，基本实现了气田开发方式由“直井多井低产”向“水平井少井高产”的转变。“十二五”以来，通过技术攻关，长庆油田创新突破了以多层多段压裂技术为核心的致密气开发系列技术，自主研发形成的水平井不动管柱水力喷砂分段压裂技术、水平井速钻桥塞分段压裂等技术达到国际先进水平，长庆油田成为国内致密气开发关键技术的引领者。
在油田开发方面：直井3级以上多级压裂方式已成为低渗透厚油层直井压裂的主体技术；形成了加密调整提高采收率配套技术；堵水调剖技术实现了由单井向区块转变，试验区整体调剖后递减下降明显。
通过国家示范工程的开展及水平井整体开发等示范技术的推广应用，推动了长庆天然气产量的快速攀升，2013年达到346.8亿立方米。精细注水、多级压裂等示范技术的推广应用，推动了长庆原油产量的大幅度增长，陇东示范区2013年生产原油达到600万吨左右。截至目前，长庆示范工程，获国家软件著作权4套，形成新产品、新装置4项，新增产值32.21亿元。
—国家863项目“油气田监测高性能微传感器及数字化系统”技术成果全面应用推广。通过项目研究，完成了高温高压芯片的结构优化和制造工艺改进，使综合成品率提高到80%以上；完成了2万个SOI压力计芯片的设计制造；拓展了压阻芯片加工能力，完成了300万只/年压力计芯片产能指标。研发了油气田监测智能压力传感器，在油气田示范实验区推广应用395只。研制的井下高温高压压裂监测压力计在压力150兆帕、温度200度时整机性能稳定。
—致密气藏开发重大工程技术大幅度提高了致密气藏开发效益。长庆油田形成了水平井地质布井与设计技术系列，有效储层钻遇率由攻关前的51.1%提高到63.3%；形成了长水平段快速钻完井技术系列，钻井成本降低5.5%；形成了低饱和度致密气测井综合识别与评价技术系列，Ⅱ、Ⅲ类致密气储层识别准确率提高10%；形成了直井多层、水平井多段压裂改造技术系列，水平井分段压裂达18段，试验区月产气量达到直井的3.8倍，直井分层压裂8层，试验区Ⅲ类井产量提高32.8%，压裂工具较国外同类产品成本降低50%以上，低伤害压裂液体系成本降低30%；形成了地面一体化建设数字化管理技术系列，地面建设总投资降低4.1%。该油田关键技术的集成应用，大幅提高了致密气藏开发效益。攻关期间，苏里格气田新增可采储量4288亿立方米，采收率提高了10%。2013年苏里格气田年产气量达210亿立方米，成为长庆气区年产量最高的气田。
—致密油勘探开发关键技术攻关成效显著。经过研究，长庆油田形成了适合盆地致密油特征的储层“甜点”预测技术。该油田已落实致密油储量规模5亿吨，提交控制地质储量3.8亿吨，成功动用地质储量4060万吨。自主研发了水力泵送速钻桥塞分段压裂技术，实现了技术国产化；研发形成了致密油低伤害混合压裂液体系，关键指标达到了国际先进水平；初步形成了致密油体积压裂优化设计模式，单井产量大幅提高。
通过项目攻关成果的集成应用，长庆已初步建成了安83、西233、庄230等三个致密油开发先导试验区，水平井投产初期单井日产油量达到直井的3～5倍。截至目前，该油田项目攻关初步形成4项标准系列，形成6项产品。并研制了有形化关键分注工具，形成配套分注管柱技术系列，分注有效期由520天延长到1120天以上。还完善了定向井小水量桥式偏心分层注水5项工艺技术和低渗透油藏分层压降试井、大通径套管补贴等6项配套技术。
长庆在四个油田9个分注试验区累计应用675口井，整体自然递减下降了1.9个百分点，压力保持水平提升了5.9个百分点，水驱动用程度提高了6个百分点，预计水驱采收率可提高3个百分点，可增加可采储量780万吨。
—致密油气藏多层多段改造技术取得重要进展。长庆油田自主研发形成的套管滑套多层压裂技术系列，经股份公司专家鉴定，已达到国际先进水平。通过大排量混合压裂增加了改造体积，压后投产较同类邻井增产1.3倍以上。研发了新型低摩阻射孔液，以及快速高效填砂工艺，施工效率较前期提高2-3倍。形成了长庆气田“工厂化”作业压裂关键技术，研发了“离子屏蔽”处理剂、低黏度可回收压裂液体系，压裂液回收再利用率达到80%左右；优化了压裂返排液处理工艺，自主研发了撬装式回收处理装备，为工厂化作业提供了保障。
—开展原油采收率研究与试验，为油田稳产奠定基础。长庆油田在加密调整、空气泡沫驱、二元驱技术研究和现场试验方面取得了显著进展。王窑整体加密试验区动态采收率提高了5—6个百分点。五里湾空气泡沫驱先导试验区累积增油1.16万吨，阶段采收率提高了5个百分点以上；试验规模由4个先导试验井组扩大到15个井组，试验效果明显。
2013年，长庆油田组织实施科技项目21项，获省部级科技进步奖24项；取得国家授权专利239件，比上年增长26%；获国家计算机软件著作权登记49件，比上年增加400%；获集团公司自主创新重要产品认定4项；形成集团公司技术利器2项。
靖边气田。何炳彦/摄
2013年，长庆油田组织实施科技项目21项，获省部级科技进步奖24项；取得国家授权专利239件，比上年增长26%；获国家计算机软件著作权登记49件，比上年增加400%；获集团公司自主创新重要产品认定4项；形成集团公司技术利器2项。
管理篇
纵横捭阖
2013年，长庆油田油气产量当量5195万吨，而用工总量只有7万人。目前，长庆油田有7万多口油、气、水井，管理这么多油、气、水井的也是这7万人。这背后，是通过市场化发动的新时期油气大会战，是通过数字化带来的劳动生产率的提高，是通过标准化带来的生产效率的提升。
市场化，引领了20万人参与的油气大会战，创造着油气发展新纪录。日钻井进尺超过10万米，一口2000米深的油井平均7天完钻，一口3000多米的气井15天完钻；建设集气站、联合站、大型天然气处理厂的周期，分别缩短到一个月、三个月、半年，效率提高了一倍。丛式井组开发方式的大规模应用，地面工艺流程的优化简化，节约土地50%，一线用工比原来降低了30%。这就是管理创新的魅力所在。
市场化运作
低渗、低压、低丰度和严重的非均质性特征，使得苏里格气田高投入低产出的矛盾十分突出。长庆油田探索出了“5+1”合作开发模式，短时间内汇集数倍于自身的优势资源，以市场化破解这一难题，使该气田单井建井成本从1200万元下降到800万元。在气田开发采用“5+1”合作开发模式的同时，长庆油田又向社会公开招标引入工程技术队伍，充分利用社会资源参与气田开发，运用市场机制组织大规模石油会战，成为苏里格气田成功的保障。市场竞争机制的引入，使得原来棘手的队伍配置、技术引进等一系列制约苏里格气田有效开发的瓶颈问题迎刃而解。
不仅是苏里格气田，整个长庆，不管是油田还是气田，都要直面“三低”问题，而“三低”油气藏单井产量低，决定了长庆油田的发展—低成本是唯一出路。
长庆油田的大规模上产也曾面临着巨大的困难和挑战。大规模的勘探和产能建设，每年仅钻机就需要800部―1000部。按配套每部钻机2000万元、最少50个人算，需另外组建600支钻井队，投入100多亿元，新增加3万余人。这还不包括压裂、试油(气)、测井、固井、修井设备和专业队伍，以及后勤服务保障的配套。
长庆油田解放思想，依靠市场机制，调集部署国内行业优势资源的同时，向社会开放油气田产能建设市场，大规模引进社会钻井、试油及地面建设工程队伍。参与长庆油气田建设的钻井、试油及地面工程建设民营队伍，一度达到参建队伍总量的70%。
在此背景下，长庆油田从施工质量、安全、环保等领域限定严格的准入门槛和技术标准，建立和配备强有力的监督、监理队伍，培育市场主体，加强市场监管，让民营队伍与国内专业队伍在同一个层面展开竞争。这种消除技术壁垒的公平竞争，既提升了民营队伍的整体能力，又加快了产能建设速度。
长庆油田致力于油气田低成本发展，以市场调整价格，公开招标，优选施工队伍，建立具有竞争力和吸引力的工程服务价格体系，实行“一井一付”结算优惠政策，吸引施工队伍；全面开放原来由油田包揽的钻前工程和油井管护领域，形成甲方与乙方、企业与社会主体平等、公平竞争、互利双赢的市场化运作体系。同时，长庆油田与长城钻探实施油田产能建设总承包，市场配置资源效果日益显著。苏里格气田单井综合投资由1200多万元降到800万元，“超低渗”油田单井综合成本降到300万元以内。通过市场化运行，长庆油田每年建设五六百万吨油气产能，节省投资近20亿元。
引入市场竞争机制，把市场能做好的交给市场，既解决了工程技术能力不足的问题，又提高了油田专业化水平。从高效配置资源、挖掘团队竞争潜力组织油气大会战，到物资采购、科研、技术服务领域，市场化的高效运作，已成为推进油气田建设提速的法宝，使长庆能够“四两拨千斤”，短时间内调集数倍于自身的优势资源，高效完成大规模油气会战。
市场化的运作还控制了用工规模，在只有7万人的长庆油气区，汇集了数倍于自身的优势资源，实现75%钻机的社会化，钻井、试油、地面建设工程质量和效率却不断提高，每年节省投资10多亿元，将建成一口油井、气井的投资分别降低到300万元、800万元。
市场化运作充分发挥“无形的手”作用，促进企业传统机制体制转轨，推进了信息化和工业化融合的新型工业化发展; 推进组织形式改革，通过各种产业链的有机结合，有利于推动产业结构调整，提高社会资源利用率，增强企业抵御市场风险的能力，满足了新型工业化的要求。实践证明，市场化是长庆油田实现快速发展、低成本发展的重要手段，市场化是长庆油田驾驭大规模建设场面的法宝。
开放而不松散，积极而不盲目，有破有立，收放互动。6年来，上千部钻机、20万人参与的油气大会战，已钻油气井3万余口，建设场站及大型站库近500座，建成油气产能近3000万吨，完成了同时期中国石油一半以上的钻井工作量，创造了中国石油工业发展史上的奇迹。
长庆油田历年油气当量示意图（万吨）
标准化建设
“长庆的标准化设计、模块化建设技术是一个创新，是中国石油的新事物，是中国石油地面建设的实质性变革，是现代化工业的标志，是大规模气田建设的必由之路。”曾经有位专家对长庆油田标准化设计工作给予这样的评价。
近年来，长庆油田平均每年的投资都在400亿元左右，每年钻井8000多口，进尺2000多万米，建设大型场站上百座。面对大规模建设、大额度资金流转的新形势，创新生产组织方式和管理方式，只有推广“标准化、模块化、数字化、市场化”的“四化”管理模式才能够驾驭这种局面，实现长庆油田的跨越式发展。“四化”管理模式的推行，较好的解决了大规模建设的组织与管理问题，实现了油气开采经济安全开展，推动油田管理水平上了一个大台阶，一场新时期的石油大会战在长庆千里油区静悄悄的展开。
发展大油田，建设大气田，对长庆油田提出诸多管理方面的挑战。简单复制传统发展模式，即使油田规模扩大了，也将会给未来开发管理带来困难。长庆油田以管理创新变革传统建设模式，在快速发展中借鉴国际能源公司经验，引入标准化体系，并在应用中结合长庆实际持续创新，形成全新发展建设模式。
长庆油田实施的标准化包括两个方面：标准化设计和模块化建设。标准化设计，具体在油气田地面建设上，就是以标准化的设计为核心，用一套符合长庆地下油气开发和地面管理需求的标准设计文件，创新优化和简化油气田开发工艺、流程，统一井站建设。模块化建设，则是把油气田生产流程体系分成若干个模块，把一线地面建设所需要的流程模块，通过后方预置厂提前加工成型，配送到生产一线安装，使油气田建设按照集成组装的方式，降低投资成本，提高建设效率。
标准化缩短了工程建设周期，关键是提高了工程质量，最重要的是统一了油气田开发工艺、流程，统一了油气田地面工程建设，同时带动物资采购、工程预算实现了标准化。长庆在油气田生产建设领域全面推行以标准化设计、模块化施工、规模化采购、标准化预算为重点的标准化建设，大幅度降低了物资采购成本和建设投资。由此形成的规模化采购，每年节省成本超15亿元。目前，气田中小型站场标准化覆盖率达到100%，在油田达到95%。
长庆还把标准化的思路延伸到管理层面、操作层面，在油气田开发中推行标准化流程管理、作业程序标准化，实现了公司所有业务流程化、规范化；开发并推广的13个专业1547项标准作业程序，有效强化了员工的安全行为养成。
模块化建设思路，引发长庆油田地面建设革命，科研人员集成创新研发的国内首台全数字“撬装增压集成装置”，用一台设备就替代了过去一个增压站的全部功能，传统的增压站，占地要两三千平方米，至少10名工作人员轮班值守。而这台装置占地仅100多平方米，通过远程控制可以实现无人值守，建设成本能降低20%，工期能缩短80%。更关键的是，这台装置可以移动，一旦这个区域油井枯竭了，还可以移到下一个井区继续使用，大大提高了效率。目前，此类撬装化、可移动、多功能的装置应用，也延伸推广到气田开发领域。
如今，一种新型的集合作业模式—工厂化压裂，已在致密性油气藏开发中多次试验成功，并展开推广应用。工厂化压裂施工，集中上百台大型设备多个的压裂机组，同时对两口水平井实施压裂作业，这不仅缩短了施工周期，而且实现了压裂液的重复利用，节约了大量投资。
从大规模建设到大油田管理，从标准化到模块化，从撬装化到工厂化，长庆油田在油气田管理领域的创新向纵深推进。地面工艺流程的优化简化，丛式井组开发模式的推广应用，井、站共建，多站合建为代表的“超低渗模式”，使油田传统的四级建站变成一级半，年产百万吨的油田，光井站数量就比过去减少了一半，节约土地50%。
数字化管理
另一个管理创新的重头戏是数字化。千里大漠，黄土峁梁。没有热火朝天的建设场景，没有辛苦忙碌的巡井检修，没有吼声震天的冲刺号角，散落在沟壑间的长庆油田作业井场平静而有序。然而，就是在静悄悄中，长庆油田油气产量屡攀新高，不断刷新纪录。
“数字”运筹帷幄，管理决胜千里。安静的生产现场与攀升的油气产量成为数字化魅力的注脚。在宏伟目标与窘迫现实的天堑之间，数字化架起一条通途，成为长庆大发展篇章中绚丽的一笔。
这是一场管理革命，也是一次思想解放。数字化管理使传统工业生产方式华丽转身，数字化的探索让长庆的发展迈入一个新境界。
从苏里格气田试水到白豹油田试点，再到示范引领、技术攻关，长庆数字化建设渐次生根，遍地开花。“经过几年建设，长庆油田数字化面向前端的基本生产过程控制单元基本建成，目前已进入建设与管理并重、应用与维护并重的第三阶段，”长庆油田公司副总经理李安琪表示，“最终将实现业务流与数据流统一，行政管理与业务管理的统一，做到生产管理让数字说话，听数字指挥。”
长庆数字化建设使千里油气田5万余口油气井，近千座站库，数千公里长输管道运行被控制在指尖，带来人力资源的解放。同时，也带来管理方式和劳动组织结构的变革。
长庆油田自主研发的集成增压撬，可完成增压站加热、缓冲、分离、增压以及自动控制等程序，使原油从井口输到联合站，由过去四级布站变成一级半布站。伴随数字化集成增压撬、智能集气撬和数字化注水撬等新设备的推广应用，地面工艺流程进一步简化，建设周期缩短，人工与建设成本双下降，效率效益快速“浮出水面”。
随着数字化技术的大规模应用，生产一线劳动强度大幅降低，用工人数也直线下降，突破管理距离和管理幅度的瓶颈之后，管理流程和管理组织开始重构。由于管理距离的缩短，原来介于作业区与井站之间的井区被淘汰，作业区与联合站共建，按照厂、区、站(增压点)三级管理模式，前线不再建大型倒班点，井厂不再设置人员值守。从“金字塔”到“扁平化”，管理层级更少，管理单元更优，管理人员更精干。
效率的提高也让劳动的内容发生巨大变化。以前，生产数据需要到井口采集。如今，气井的套压、油压、流量、温度等数据可直接传至总控制室；以前人工巡井1天2次，如今电子巡井5分钟一次；以前人工关井少则几十分钟，多则几个小时，如今员工在操作室就可实现自动开关井，前后不超过几十秒……随着效率的提高，管控重心逐步后移，推动了各项管理由经验到规则、由定性到定量、由传统向现代化的精细化管理转变。单井综合用人由2.61人下降到0.86人，百万吨用人由1600人减少至1000人，人均油气当量从339吨上升到772吨—这些是长庆油田数字化建设丰硕成果的一个缩影。
随着电子巡井、抽油机远程启停、自动投球、故障自动报警、信息无线传输、井场入侵识别等先进技术的应用，井场实现了井站无人值守和从井到站、从地面到地下生产全过程的电子精确监控。曾经冒着风吹日晒外出巡井的采油工变身足不出户、通过电脑操作前线生产的“白领”。
从繁重的一线工作中解放出来的员工从分散的驻地向生产基地集中。“大家住在基地倒班点，休息时间可以下下棋、打打牌、看看书，这可以说是以前的梦想。”一位老采油工说。
长庆油田油气井分散在沟壑之间，是一座座没有围墙的工厂。为了提高安全系数，长庆油田通过数字化手段在生产现场安置了“电子警察”，井场的视频监控系统可以实现对每口井的24小时监控，管道泄漏自动报警系统则可以实时监测泄漏报警。没有围墙的作业区有了“金钟罩”，无处不在的“法眼”让安全环保风险大大降低。“数字化不仅是一项效益工程，更是一项惠民利民的民生工程。”一线员工的评价恰如一杆秤，称出了数字化在长庆油田发展中的分量。
随着一连串效益的产生，“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”已成为长庆油田行之有效的管理新模式，引领着长庆油田走上了新型工业化道路，管理的现代化也使得长庆大发展顺利进行，成为了集团公司管理工作的新标杆。未来的征途中，长庆人意气风发、信心十足。
启示篇
致胜法宝
2013年，长庆油田实现油气产量当量5195万吨，为国家经济社会发展提供了强大的动力。根本上讲，长庆油田取得的成功，是大庆精神铁人精神在长庆油田的继承、弘扬和发展，是“我为祖国献石油”的使命感和责任感。没有这种责任感和使命感，不会涌现罗玉娥、陈小军这样为保护原油，与盗油分子做斗争而献出年轻生命的英雄，不会出现刘玲玲、周丰、张文正等一大批的石油榜样。除了这些，在自然条件恶劣的黄土高原和戈壁荒漠，在低渗、低压、低丰度的“三低”油气藏面前，在社会环境相对复杂的背景下，长庆油田直接的致胜法宝是什么？
首先，是锲而不舍、攻坚啃硬的企业文化。这是几代长庆石油人积累的宝贵精神财富，也是长庆石油人战胜困难的法宝。没有这种弥漫在长庆油田每一个角落的文化，在侏罗系勘探陷入困境时，长庆人不会迎难而上，打开三叠系石油勘探的新局面。没有这种企业文化，当安塞油田的开发遇到巨大困难，甚至被国际油公司评价为“没有开发价值”时，长庆人就不会坚持不懈地探索开发之路。没有这种企业文化，当苏里格气田陷入绝境，甚至连探明储量都遭到质疑时，长庆人就不会勇往直前。没有这种企业文化，当姬塬地区的勘探遭到五次失败后，长庆人不可能咬定青山不放 。
第二件法宝，就是解放思想、敢于实践的思想方法。最早参与苏里格气田开发的采气三厂安全副总工程师王晓明说：“在长达5年的开发评价中，迎接我们的，似乎只有失败：试气无阻流量达126万立方米的苏6井投产不到24小时，产量大跌。苏平1井是苏里格气田实施的第一口水平井，然而，这口寄托着所有人太多希望的井，日产只有3000立方米，而苏平2井干脆就没有出气。”面对困局，长庆石油人秉承“两论起家，‘两分法’前进”的大庆精神，正视矛盾，敢于实践，在困境中寻找希望，在实践中探索前进。更重要的是，通过解放思想，引入合作机制，形成会战之势，最终攻克世界级开发难题。可以说，没有这一思想方法，就没有今天的苏里格气田。在超低渗油藏开发实践中，敢于实践的思想方法更是得到淋漓尽致的发挥，在短短5年时间内，使超低渗油藏开发在实践中总结提高，产量迅速由零提高到800万吨/年，成为长庆油田上产的现实通道。
第三件法宝就是勇于探索、善于创新的企业精神。“西部大庆”的建成，建立在长庆油田巨大创新实力基础上。低渗、低压、低丰度和非均质性极强的苏里格气田，存在着单井产量低与建井成本高的尖锐矛盾。反映在开发上，就是压力下降快、产量不稳定、出水等一系列问题。长庆采气三厂与长庆油气院、研究院等科研单位紧密结合，立足技术创新，经过无数次试验、无数次失败，最终形成了井下节流、井间串联、分压合采等6项关键技术和12项开发配套技术，并在实践中不断得到完善和提高。现在，水平井技术、丛式井技术、数字化等技术又相继在苏里格气田开花结果，减少用工总量、降低劳动强度、提升安全水平，甚至带来了劳动组织方式的变革，不仅为苏里格气田提升开发效益创造了条件，也为国内类似气田以及致密气藏的开发储备了技术，意义深远。
长庆油田的第四件法宝是管理创新、科学发展的管理体系。没有市场化的运作方式，这一切都无从谈起。没有数字化的管理模式，7万名员工不可能支撑这么高的产量。没有标准化，长庆油田的开发建设可能要延后若干年。在苏里格气田，“五加一”合作模式，市场化的开发模式不仅成就了苏里格，而且为国内页岩气、煤层气等非常规资源的市场化合作开发提供了一个良好的模板和榜样，同样意义深远。
