作为国内第一个500亿立方米战略大气区，面对资源品位下降、单井产量递减快、开发成本上升等挑战，中国石油长庆油田公司（简称长庆油田）坚持创新驱动发展，通过科技攻关突破资源禀赋限制，依托精细化管理提升开发效率，借助数智化手段推动管理模式变革，构建了覆盖勘探、开发、生产、运维全过程的全生命周期管控体系，有力支撑保障战略大气区稳产上产。

科技攻关：突破资源禀赋限制的成功密钥

资源禀赋是油气开发的基础条件。面对先天不足的客观现实，长庆油田坚持依靠科技创新打开资源潜力的“黑箱”，将“不可能开发”的资源转化为现实产能。

一是以深化地质研究筑牢储量资源基础。立足油田实际，打破“唯构造成藏”思维定式，率先提出“源内致密气成藏”“岩性圈闭控藏”“连续型气藏分布”等原创性地质理论。依托三维地震采集处理解释一体化技术、高精度波阻抗反演与多属性融合预测手段，构建起高分辨率、多尺度的气藏地质模型。通过精细解剖苏里格、盆地东部、神木、米脂、陇东等多个重点区块，先后落实5个万亿立方米级整装含气区。持续推进低品位储量动用攻关，不断降低经济可采储量的技术与成本下限，累计新增可动用天然气地质储量逾万亿立方米，相当于再造了一个中型大气区，为气田长期稳产提供了坚实的资源接替保障。

二是以技术迭代升级打造高效开发模式。面对致密气藏“井深气薄、低渗难采”的困局，长庆油田持续推进工程技术革命，创新形成了富集区筛选、水平井开发、密切割压裂等6大类30项致密气主体开发技术，建成国内首个30亿立方米致密气水平井整体开发试验区，助力苏里格气田连续4年稳产300亿立方米。深入推进煤岩气革命，统筹实施压裂试验场建设、缝网激活体积压裂试验、平台总包试点等攻关，定型“765”钻完井技术2.0版本，解决了煤岩气水平井卡钻、垮塌等难题，率先刷新煤岩气国内最长水平段2500米纪录；攻关形成地质选区、优快钻井、经济压裂、控压排采、高效集输等5类23项效益开发技术，推动煤岩气“投资控降30%、EUR提升30%”；首创“零支撑剂”压力技术，开辟了煤岩气压裂改造新方向，实现了煤岩气开发从“跟跑”到“领跑”的超越。

三是以压舱石示范工程夯实老气田稳产根基。面对剩余储量劣质化加剧、老区递减大双重矛盾，全面推进“4+3”压舱石示范工程，以“重新评价气藏、重选技术路径、重构层系井网、重调气藏压力场、重组地面及工艺流程”五重技术路线为指引，建立了致密砂岩“储量极限动用+综合治理”、低渗碳酸盐岩“沟槽挖潜+气藏精细调控”、低渗砂岩“多层系接替+二级增压”三类气藏高效稳产模式。示范区综合递减率保持在14.0%；气田整体综合递减率降至19.5%，老气田年产能力持续稳定。

精细管理：为规模开发注入持久动能

在资源条件受限的背景下，管理效能成为决定开发成败的关键。长庆油田坚持“向管理要效益”，构建覆盖全过程、全要素、全员参与的精细化管理体系，推动开发由“粗放式扩张”向“内涵式增长”转变，探索低品位资源高效开发新路径。

一是方案优化构建低成本开发新范式。坚持地质工程、技术经济、开发生产“三个一体化”，优化方案设计。通过常态化“气井大调查”，建立“井—藏—区”三级动态评价机制，精准识别瓶颈，动态调整政策。推行“一区一策、一块一法”：新区聚焦地质甜点与可压性评估，优选高效井位；老区精细刻画剩余气，实施井网加密、查层补孔等综合治理，激活“沉睡资源”。引入全生命周期经济评价模型，严控投资门槛与效益红线。近三年，单位产能建设投资累计下降12%，实现“少投入、多产气、高回报”，开发质效显著提升。

二是标准化集约化打造运行新模式。全面推进生产运行标准化、集约化、智能化升级，打造“工厂化”作业范式。钻井环节推广“小井眼+丛式井”，实施平台化集中布井与批钻批压，新井平均投产周期缩短10%，单井成本降低。地面工程采用模块化设计、预制化施工，实现“工厂预制、现场组装”，工期缩短20%以上。建成多个“无人值守、远程监控”智能场站，实现运行可视化、自动化、闭环化管控。构建“以日保旬、以旬保月、以月保年”运行闭环，固化“日跟踪、旬分析、月总结”机制，动态优化资源配置，确保生产安全有序受控，运营效率持续攀升。

三是激发人才活力释放创新动能。深入推进油公司模式改革，构建“扁平化管理+专业化支撑”组织体系。压缩管理层级，下放权限，前移决策重心，组建跨专业项目制团队，实现“一个目标、一体运行”，提升响应与执行效率。基层推行“大岗位、大工种”模式，推动员工向“一专多能”转型，增强组织韧性。广泛开展“岗位练兵”“技能比武”“名师带徒”，构建“理论+实操+竞赛”三位一体培养体系，夯实人才基础。近年来，一线员工人均管井数提升30%，劳动生产率连续五年年均增速超8%。建成多个高技能人才创新工作室，鼓励基层技术革新与“小改小革”，累计孵化成果600余项，多项应用年增效超亿元，将人才优势转化为发展胜势。

数智赋能：推动气田管理实现时代性变革

全球正加速迈向智能化时代。长庆油田抢抓数字经济发展机遇，全面推进“数字气田”建设，打造集数据采集、智能分析、远程控制于一体的智慧管理系统，实现从“经验驱动”向“数据驱动”的根本转变。

一是全域感知夯实数据底座。建成国内规模最大的油气生产物联网系统，形成覆盖全气田的“智能神经网络”。3万口气井全面接入物联网，370座小型场站实现无人值守，1.7万口气井具备智能开关井能力，143套无人机系统开展自主巡检，实现数据自动采集、工况智能诊断与远程集中监控。自主研发油气藏研究与决策支持系统（RDMS），打通从井位部署到产能评价的全链条技术闭环，推动地质工程一体化协同。率先在神13集气站应用人工智能自动驾驶托管技术，单井日均增产4.5%，人工排采工作量下降60%，年增产气量240万立方米。积极部署“5G+北斗”融合应用，建成上游首家企业级5G核心网，实现大型工厂与偏远井站5G全覆盖，赋能智能巡检、应急抢险等多类业务场景。

二是智能算法助力科学决策。通过“硬件标准化、算法模型化、决策平台化”路径，推动气井管理向“数据驱动、智能主导”跃迁。坚持“新建即智能”，实现新井远程开关井装置100%配套，气井自动化覆盖率达78%。聚焦排采优化，自主研发时间优化、压力微升等4类智能算法及故障诊断模型，累计应用超8000口井，识别准确率达93%。柱塞气举井管理从“一天一巡、人工调参”转变为“三月一核、智能运行”，大幅提升管理精度。构建全气田智能决策支持系统，实现“一井一制度”个性化排采方案动态生成，排采措施有效率从75%提升至92%，人工劳动强度降低70%。

三是远程操控提升本质安全。依托物联网与企业级5G网络，建成区域集中监控中心，全面推行远程操控，实现对数万口气井的远程启停、调产和应急处置，推动生产操作由“现场作业”向“远程集控”转型，现场作业人员减少50%以上。无人机巡检、智能清管机器人等装备广泛应用，替代人工完成高危、高负荷任务，巡检效率提升3倍，事故隐患识别率提高60%，实现了“人不到场、安全在线”。