7月23日，中国石油长庆油田宣布，鄂尔多斯盆地页岩油日产首次突破万吨大关，达到10006吨，其意义绝非仅是数字上的突破。从地质条件看，这一成就标志着我国在全球罕见的低压陆相页岩油开发领域取得重大突破；从产业维度观察，其背后蕴含的技术创新与管理升级正在重塑整个能源产业格局；而从国家战略层面考量，这更是中国实现能源自主可控的关键一步，是落实习近平总书记关于“端牢能源饭碗”嘱托的生动实践。

这一突破首先体现在能源安全层面。中科院院士贾承造指出：“页岩油已成为原油稳产的核心接替领域。”中国石油“页岩油革命行动方案”设定的2030年1250万吨产量目标正在稳步推进—仅长庆油田当前365万吨的年产能，就相当于新增一个中型油田规模，为实现其2030年450万吨的年产量目标奠定了坚实基础。按当前开发速度推算：2030年页岩油将占国产原油的35%，这将使我国能源安全阈值提升20个百分点。

这一成就的国际影响力同样不容忽视。国际能源署最新报告显示，中国页岩油技术可采储量已位居全球第三。更重要的是，中国探索出的“自主理论+低成本模式”正在为阿根廷、俄罗斯等陆相页岩油资源国提供可复制的技术范本。该机构预测，到2030年中国页岩油产量将占全球10%，成为平衡国际油价的“新砝码”。

从更宏观的视角来看，长庆油田累计1850万吨的页岩油产量，折射出的是中国能源产业的历史性跨越。从最初面对千分之一渗透率的技术困境，到如今实现无人值守的智能化开采；从早期的跟跑学习，到现在的领跑创新—这场在鄂尔多斯盆地历时八年的国家级科研攻关，不仅让中国页岩油开发站上全球前沿，更推动着整个能源产业链的升级蜕变。这一进程充分证明，中国正在从能源消费大国向能源技术强国稳步迈进。

“海相之光”难入“陆相之渊”唯有“破茧”

页岩油是蕴藏在致密岩层中的特殊原油资源。2012年美国能源信息署（EIA）在《年度能源展望》报告中首次明确定义：致密油是指“通过水平井钻井和多段水力压裂技术从页岩或其他低渗透性储层中开采出的石油”。这一定义清晰表明，页岩油（或称致密油）与传统石油存在本质差异—它深埋于地层深处，必须依赖尖端开采技术才能获取。正是由于这种特殊的赋存状态和极高的开采难度，页岩油长期被视为能源领域的“硬骨头”。

根据美国《油气》杂志发布的统计数据，全球页岩油储量高达11万亿至13万亿吨，远超常规石油储量。这些资源主要赋存于寒武系至第三系地层中，地理分布高度集中，美国、刚果、巴西、意大利、摩洛哥、约旦、澳大利亚、中国和加拿大等9个国家拥有全球最主要的页岩油资源。其中，美国通过“页岩革命”实现了最显著的转型—这个曾经石油自给率跌破50%、严重依赖进口的国家，依靠页岩油的开采跃居为全球最大产油国。2025年4月最新数据显示，美国已连续七年保持这一领先地位，日产量达1347万桶，超越沙特和俄罗斯。值得注意的是，页岩油贡献了美国总产量的三分之二以上。

追溯美国的页岩油气开发历程可划分为三个具有里程碑意义的阶段。2005至2010年的第一阶段（第一次页岩革命）始于巴内特页岩气产区，关键技术突破是“水平井+水力压裂”的组合应用；2011至2014年的第二阶段，随着天然气价格走低和油价高企，开发商开始将该技术体系应用于页岩油开采，率先在威利斯顿盆地巴肯页岩油区取得突破，随后扩展至二叠纪盆地；2015年至今的第三阶段（第二次页岩革命）最具挑战性—在2014年油价暴跌的背景下，美国页岩产业通过技术革新实现了成本革命，其中最关键的突破是立体开发模式的创立。

立体开发代表着页岩油开采理念的根本性变革。这种创新模式从三个维度重塑了行业标准：首先是开发理念的突破，其次是一系列技术方法的集成创新，其核心在于根据页岩油气的沉积特征、储集特性和甜点分布规律，运用优快钻井和体积压裂技术，在多维空间构建“人工油气藏”，最终实现储量动用率、采收率和收益率（3R）的同步提升。这种系统性创新不仅大幅提高了页岩油气田的储量动用程度，更显著加快了资源开发节奏和投资回报效率，为全球页岩油资源的商业化开发树立了全新标杆。

在中国页岩油开发的历史进程中，长庆油田当之无愧地扮演着“开路先锋”的角色。回溯至上世纪70年代，第一代长庆石油人就在甘肃陇东这片被地质学家称为“磨刀石”的区域，以及极端致密性而被业内称为“磨刀石中的磨刀石”的鄂尔多斯盆地展开了中国最早的页岩油勘探实践。2011年，长庆油田在阳平1井完成首口页岩油水平井钻探，单井日产量仅9.5吨的数据无情地揭示了一个事实：面对渗透率堪比“压实土豆”的特低渗储层，让北美成熟的页岩油开采技术在这里完全失效。

中国科学院院士邹才能指出：陆相页岩油是中国陆上未来剩余石油资源的主要接替领域，开展具有中国特色的陆相页岩油理论技术攻关，有利于推动实现中国陆相页岩油革命和石油工业可持续发展。

“从微米级孔隙渗流到纳米级孔隙渗流，从依靠天然裂缝到构建人工裂缝网络，从传统的‘钻头不到，油气不冒’到页岩油特有的‘裂缝不到，油气不冒’，常规油气开发理论已经无法指导页岩油气的开发实践。”这一深刻认识推动长庆油田将研究视角深入到页岩储层的微观尺度，科研人员借助电子显微镜发现：这里的储集空间结构异常复杂，孔隙直径普遍小于100纳米，喉道连通性极差。

对比美国在海相页岩油开采竖起的标杆，中国陆相页岩油面临着“先天不足”的困境。中国科学院院士王铁冠教授通过系统研究指出：“北美海相页岩油具有有机质丰度高（TOC＞5%）、原油黏度低（＜10mPa·s）、流动性好的显著优势，而我国陆相页岩油不仅埋藏深度大（普遍＞2000米）、层系非均质性强，还存在储层单层厚度小（3—10米）、孔隙结构复杂（多种孔隙类型共存）、含蜡量高（＞15%）等系列难题。”

具体数据显示：鄂尔多斯盆地页岩油有机质含量平均仅3.5%，脆性指数低于30，压力系数仅0.7—0.9，泥质含量却高达40%以上，这些不利因素的叠加效应直接导致开采成本居高不下。

最新的地质勘探成果证实，中国页岩油储层具有强烈的区域特殊性。从松辽盆地到准噶尔盆地，从四川盆地到鄂尔多斯盆地，各区域的页岩油储层特征差异显著，甜点评价标准无法简单移植。这意味着每口探井都可能带来新的地质认识挑战。

其中，鄂尔多斯盆地页岩油堪称“世界级难题”—埋深普遍超过2000米，有效储层平均厚度不足8米，渗透率低至0.01×10—3μm2（仅为常规油田的千分之一），是全球罕见的特低压（压力系数0.6—0.8）页岩油藏。更严峻的是，国际上通行的水平井体积压裂技术在此遭遇“适应性危机”，北美地区成熟的压裂工艺完全无法应对该盆地复杂的孔隙—裂缝系统。

“我们脚下踩着价值千亿的‘地下油海’，却苦于缺少开启宝藏的‘技术钥匙’，”中国石油大学（北京）教授、国家自然科学基金重大项目“页岩油气高效开发基础”首席科学家陈勉如是感慨。

实现鄂尔多斯盆地页岩油经济有效开发，既是我国特殊油气资源禀赋下的必然选择，更是实施国家能源安全战略的关键举措。长庆油田的科技工作者深刻认识到：只有彻底打破传统油气开发理论的思维桎梏，全方位深化对地下油气赋存规律的认识，才能在基础理论创新、关键技术突破和开发效益提升三个维度实现系统性突破，切实担负起保障国家能源安全的时代使命。

突破认识局限 掀开陆相页岩油储藏面纱

我国作为全球最大的能源消费国之一，原油对外依存度长期超过70%，能源安全面临严峻挑战。我国页岩油气资源丰富，是最具潜力的战略替代资源之一，“十三五”期间全国油气资源评价显示，我国陆相页岩油资源基础丰厚，开发潜力巨大，也是未来油气勘探开发的重要战场，推动页岩油气革命势在必行。

据悉，中国陆相页岩引发了两次“石油革命”。第一次是“陆相页岩生油”，发现了大庆等一批大型油田，粉碎了“中国贫油说”，支撑了我国常规石油工业的发展，与“两弹一星”相媲美。

第二次是“陆相页岩产油”，工作的对象从占比20%的“单体型”常规石油向占比80%的“连续型”非常规石油迈进，开启了新一轮“石油革命”，有望支撑我国未来非常规石油工业的发展。

据中国石油勘探开发研究院致密油研究所副所长、中国石油“十四五”页岩油前瞻性基础性重大科技项目执行项目长杨智介绍，常规油藏储存岩石孔隙尺度比较大，尺度可以达到毫米级厘米级，但现在陆相页岩油相当于从70微米左右的头发丝尺度的页岩颗粒中找油产油，孔隙尺度是微米级纳米级，勘探开发难度极大。

从开发的角度来讲，一般都是打一口直井下去，在自然能量条件下，石油就可以自己通过井筒流动到达地面，但页岩油没有自然流动的条件，需要人为干预、打碎铁板页岩，创造流动条件。

认识的不断深化是页岩油勘探实现突破的前提。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，一排排整齐划一的排放着的岩芯，不仅是油田的“数据库”，更是其颠覆认知的“储能库”。“我们要重新模拟一个时空，加大基础研究力度，才能不断突破认识局限，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，掀开油层的面纱。” 

2011年以来，长庆油田着眼于大规模油气上产资源储备，聚焦鄂尔多斯盆地源内非常规油藏巨大潜力，将目光聚焦在优等生中间夹着的“差等生”—长7段生油层上，将其与长6和长8段进行比较，并“死磕”长7段。从结构上发现鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段发育了一套广覆式分布的泥页岩+细粒砂质岩沉积岩，既是中生界油藏的主力烃源岩，又是我国陆相页岩油勘探开发的重要领域。

思路一开，天地宽。长庆油田围绕推进“资源—储量—产量”快速转化的思路，不断加大攻关力度，以纹层型页岩油有利区扩大和储量升级为目标，通过基础研究与多专业技术攻关，地质测井结合建立甜点判识标准，地质地震结合明确甜点分布规律，地质工艺结合实现甜点有效改造。

2018年，长庆油田以湖盆中部庆城地区为主攻方向，持续加强长7页岩油规模勘探开发，形成了对长7源内非常规油藏宏观、立体、全方位的新认识，创建了陆相淡水湖盆源内非常规页岩油地质理论，奠定了规模勘探、效益开发的地质依据，页岩油储量得到快速落实，探明了国内最大的庆城页岩油田。

随后，长庆油田再次解放思想，在陕北持续深化“源储一体”认识，聚焦姬塬非常规页岩油新类型勘探储层甜点识别难题，通过集成应用核磁、伽马能谱测井、数字岩芯扫描等先进测录井技术，证实了长7厚层泥页段发育黏土长英质页岩、含黏土长英质粉砂岩等有效产能贡献储层，具备良好的勘探增储潜力，呈现出东北体系和西北体系齐头并进的勘探新格局。

从目标上突破认识。从“含砂”到“不含砂”，从夹层型、纹层型到泥纹型，长庆油田持续加大新类型页岩油攻关力度，围绕纹层型页岩油储量升级和泥纹型新领域拓展两大目标，规模储量进一步落实，展现了巨大的资源潜力。其中，首创的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”。

长庆油田通过开展前瞻性技术攻关和先导性开发试验，深化页岩油成藏机理、富集规律研究，探索形成了盆地陆相页岩层系“源储共生”理论认识，首次揭示了4亿年前大型内陆淡水湖盆泥页岩成藏规律，打开了盆地页岩油资源宝库。其中，夹层型页岩油发现并探明的10亿吨级庆城大油田，2022年产量达到221万吨，总产量占国内页岩油产量的2/3以上；纹层型页岩油风险勘探获重大突破；页理型页岩油资源潜力巨大，中高成熟度页理型页岩油有多口直井压裂取得突破，中低成熟度页理型页岩油地下原位转化技术获得重要进展。

中国科学院院士、北京大学能源研究院院长金之钧指出：长庆油田在陆相富有机质页岩致裂机理研究中，发现纹层是控制纹理型页岩破裂的重要因素，纹层型页岩表现出强烈的各向异性。此外，长7—3纹层型页岩水力压裂能出现主裂缝，形成了垂直缝与水平缝交汇的复杂裂缝网络，具备压裂改造的条件。

据中国石油勘探开发研究院赵文智院士团队研究，我国页岩油气的资源非常巨大，长庆油田所在的鄂尔多斯盆地，页岩油的资源竟然是该盆地传统石油资源的4—5倍，这是十分惊人的。长庆油田从2012年起就已跃升为我国第一大油田，如果这些页岩油资源可以得到很好的开发，长庆油田的产量可能会增加几倍，将会缓解我国的能源短缺。

突破技术束缚 “磨刀石”里高效榨取页岩油

在能源开发领域，常规油气开采犹如大自然的馈赠，正如铁人王进喜所言，“井无压力不出油”。中东地区的油井往往依靠地层的自身压力可以实现油气自喷。然而，页岩油开发却是一场与自然条件的艰难博弈。鄂尔多斯盆地的页岩油，埋在两千米以下的黄土塬深处，油层薄、渗透率极低—只有常规油田的千分之一，世界上都少见这样的低压页岩油，哪怕是国际大公司，也没找到经济有效的开发办法。

从自然馈赠到人工创造传统油气开发依靠自然能量，而页岩油开发则需要创造人工条件。正如邹才能院士所言，页岩油开发实质上是构建“人工油气藏”的过程。通过技术创新，我们不仅要找到优质储层，更要通过压裂技术创造人工裂缝网络，为油气流动开辟“地下高速公路”。这种从“依赖自然”到“改造自然”的转变，正是人类智慧与自然规律的完美结合。

对技术突破的思考，杨智指出：“在陆相页岩油勘探开发过程中，不光要找得到、看得清，还要钻得准、压得开、采得出。”这一论述揭示了页岩油开发的系统性挑战。与北美海相页岩油相比，我国陆相页岩油开发面临油质重、甜点小、黏土含量高等多重困难，犹如在荆棘中开辟道路。长庆油田勘探开发研究院页岩油研究所李桢的比喻更为形象：“地下渗流太细、变化太快，打井就像‘开盲盒’一样。”这种不确定性恰恰激发了科研人员的创新精神。

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实，才能满足规模效益勘探开发的需求。长庆油田开创性地应用黄土塬三维地震储层预测技术，为大地装上“CT扫描仪”。虽然这项技术最初不是针对页岩油气发明的，但是却派上大用场。三维地震勘探方法就像是给地球做高精度的CT，可以在三维空间观察地下的地质情况，把复杂的因素简化，在大量的三维地震数据和地质数据基础上，应用先进的大数据信息技术，制作直观的多参数物理图版；进而运用三维可视化技术和虚拟现实系统，将地下的页岩地质体和油气分布更为直观、形象地展示出来，帮助工程师快速、全面掌握页岩油气区的地质结构和地质规律，构建时空模型，来判别“甜点”、圈定“靶区”，提高勘探“命中率”。

与此同时，长庆油田积极开辟夹层型Ⅱ类页岩油提产试验场，着力探索纹层型页岩油勘探开发主体技术。加快推进新井“两个1”提产工程，建立以三维地质模型为核心的多学科相融合的地质工程一体化开发模式，形成油气开发技术利器，实现单井产量硬提升。

在体积压裂技术方面，长庆人没有简单照搬北美经验，而是立足实际，研发出了独具特色的“立体式、长水平段、多簇射孔密布缝”技术体系。这种“师其意而不泥其迹”的创新思维，正是攻克技术难关的关键。目前，长庆油田在页岩油领域保持着中国陆上最长水平段纪录，长达5060米。

规模建产关键技术亟待攻关。长庆油田积极做好前瞻性技术研究，打好基础研究持久战和瓶颈技术攻坚战，全力打造原创技术策源地。依托中国石油页岩油重大专项，长庆油田针对页岩油目前仍存在的生产问题及开发对象的转变，围绕提单产和提质增效双重目标，持续健全完善页岩油科技创新机制体系。紧盯控降油藏递减目标，探索实践“标准井”油藏动态分析技术、大平台“揭榜挂帅”管理模式、“闷排采”合理开发技术策略、“砂蜡垢气磨”井筒综合治理对策、低产井二次补能压裂提产技术等一系列页岩油开发管理技术。完善油井产能恢复工艺技术，深化页岩油“133”措施增产技术体系，不断深化同步回转装置、CCUS补能吞吐、二氧化碳重复压裂等新工艺新技术应用，水平井措施治理效果显著，开发管理技术水平有效提升。

随着开发的深入，从量变到质变的技术飞跃，长庆油田不断突破技术瓶颈：自主研发的可溶球座系列工具将作业周期缩短57%；建成国内首个页岩油水力压裂试验场；创新集成5大系列22项配套技术体系。这些突破不仅解决了低压页岩油田开发的世界性难题，更实现了产量三年翻一番的跨越式发展。截至2024年，长庆页岩油占国内总产量一半以上。

面向未来的开发新模式在技术积累的基础上，长庆油田开创性地建立了“水平井丛式布井、撬装化组合建站”的开发模式，创造了单平台31口水平井的国内纪录。其自主研发的关键核心工具DMS可溶球座已成功反向获得美国发明专利授权。

突出效益开发 管理创新  “既要又要”

国家地质资源普查显示，鄂尔多斯盆地的页岩油储量极为可观，长庆油田正加速推进进程。2025年，长庆油田部署超过70万吨产能，截至8月底已投产百余口水平井，页岩油产量一口气拉升到200万吨……传统油田开发思路逐渐淡出，新的开发模式正在这里生根发芽。

创新管理模式不仅改变着传统的生产方式，更成为决定长庆页岩油战役胜负的有力“筹码”。陇东作为长庆页岩油的“主战场”，更是以管理创新为引擎，实现了开发效率的几何级提升和经济效益的跨越式增长。截至目前，页岩油开发分公司在新型管理模式下的监控效率和质量，提升至原有模式的3到5倍。

2022年，为充分转化近年来数字化转型和智能化发展成果，长庆油田瞄准发展质量和效益效率双提升核心目标，以页岩油开发分公司为试点，开启新型管理区建设。在全油田率先构建“采油单位直管中心站”两级扁平化劳动组织架构，机构设置由22个压减至8个，人均原油产量贡献值超4800吨/年，连续两年稳居长庆油田首位，位居股份公司采油单位第三名。

记者的镜头曾记录下这样的画面：2024年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。

镜头转向距离长庆油田采油十二厂生产指挥中心34公里外的黄土塬上。这里坐落着国内最大的页岩油扇形井网平台—合H9平台位于黄土高原腹地的子午岭，该平台通过斜交布井方式，仅用地上

4个足球场的“微创切口”，唤醒了地下3.7万亩岩层中的千万吨储量，节约了相当于20个足球场面积的井场用地，实现了资源动用和绿色开发的最佳平衡。

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。”

创新管理扩大了产量空间，数智化管理则激发效益潜能。为了实现“用最少的人，管理最多的井、创最高的效”，长庆油田以“专业化协同、市场化运作、大平台建设、工厂化作业、数智化管理”为抓手，全力打造数智页岩油田。通过前端建设1000+智能设备、中端搭建“万兆”数据生命通道、后端搭建首个12大智能模块页岩油物联网云平台，驱动生产、技术、安全、经营全链条智能运转。建成国内最大页岩油无人机集群巡检系统，用“28+1”无人机群组成的“空中联合编队”，扫描着1173平方公里的黄土塬。自主研发应用的“小页智能体”等AI技术，与“集中监控、集中巡护、集中调度”的“大监控”模式深度融合，构建的“天、地、人”三位一体综治管控模式，大幅提升生产运营效率和人均劳效。

同时，长庆油田创新应用以平台混输、套气回收、多相计量等技术为主的地面集约工艺，让百万吨建站数量减少54%。历经4年8次产品迭代升级，研发的同步回转多相混输装置不仅有效代替传统油气分输站点11项设备设施，缩短建设周期75%左右，更重要的是，使用该装置代替常规增压站后，每

100万吨规模的地面系统可减少站点建设12座，实现大幅度节约用地。

作为黄河流域的重要能源基地，长庆油田始终将绿色发展理念深植开发全过程。从老井场二次利用到二氧化碳驱替技术，从CCUS项目到碳汇林建设，一系列环保创新举措确保了能源开发与生态保护的协调发展。针对黄土高原特殊的地理环境，油田首创的“平台—联合站”一级布站模式，使百万吨建站数量减少超50%，建站周期缩短40%，土地资源节约达50%，书写了资源开发与环境保护的双赢篇章。

回望中国页岩油发展历程，长庆油田的探索实践具有里程碑意义。这里不仅是技术创新的试验场，更是管理变革的先行区。作为贯彻落实习近平总书记关于“大力提升国内油气勘探开发力度”重要指示的生动实践，长庆模式为中国页岩油革命提供了宝贵经验。在全球能源转型的关键时刻，中国石油人用智慧与汗水，在鄂尔多斯盆地的岩层深处，开辟出了一条兼顾能源安全与绿色发展的新路径，为破解世界能源困局贡献了中国方案。