透视长庆油田从规模扩张到质量效益转型的解题之道
2026-09-01 09:48 [矿区新闻] 来源于：中国石油报 作者：赵津萱 王炜
导读：8月的鄂尔多斯盆地，抽油机昼夜起落，数万口油气井昼夜不息。今年上半年，长庆油田油气产量当量完成年度计划的51.54%，自发绿电达3.44亿千瓦时，不断增强能源保供的韧性和活力，也为完成全年任务目标奠定了扎实的基
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8月的鄂尔多斯盆地，抽油机昼夜起落，数万口油气井昼夜不息。今年上半年，长庆油田油气产量当量完成年度计划的51.54%，自发绿电达3.44亿千瓦时，不断增强能源保供的韧性和活力，也为完成全年任务目标奠定了扎实的基础。
但成绩的背后，新的挑战也悄然浮现。随着开发的深入，长庆油田资源开发逐步转向低品位、非常规领域，数万口油气井陆续进入开发中后期，庞大的井网、站场和管线既是规模优势，也带来持续增长的运行维护压力。
当规模红利逐渐收窄，效益从哪里来？传统的“铺摊子、上规模”老路已难以为继，如何在高起点上破局，成为长庆油田的当务之急。
稳产的内涵延伸至储量质量、资产效率和经营效益
进入6月，长庆油田生产一线接连传来捷报：苏里格气田苏中区块一口直井经压裂改造后，获得超过120万立方米的日产气量；开发20余年的镇原油田措施增油量突破万吨，较去年提前15天，刷新了老区稳产增效纪录。
两地突破，均打破依赖新增井位和投入增长的传统模式，转为对存量资源价值的重新发现。
“我们绝不能把提质增效简单地理解为‘省钱’和‘过紧日子’。”长庆油田领导层明确指出。如今，提质增效已发展为一项贯穿全产业链、供应链、价值链的系统性工程。
变革首先发生在对存量资源价值的重新判断上。
经过半个多世纪的开发，长庆油田拥有庞大的井网和地面系统，数万口油气井陆续进入“中老年”。过去，井口还有油气流出，便是继续投入的理由；现在，剩余潜力、措施有效期、运行能耗和维护成本被纳入一个“算盘”综合衡量。有潜力的井，通过精细管理延长经济寿命；长期低效的井，则审慎地压减无效投入。上半年，万余口老井生产天然气超250亿立方米，递减率同比下降0.2%，这一变化，在庞大规模的基数下，意味着更大的效益留存。
递减率已成为一项关键的经营指标。数据表明，油田自然递减率每降低1%，可增加已开发储量1438万吨，减少折旧折耗17.8亿元。开发部门认识到：稳产的质量，最终体现在储量是否有效、资产是否高效、投入能否形成持续回报。
在这一逻辑下，措施决策机制随之改变。长庆油田按照“成熟推广类70%、完善提升类20%、攻关试验类10%”的比例，对措施项目实行严格的效益排队。上半年，低成本解堵工作量占比达20.5%，当年产投比保持在2.3以上。产量、储量和效益，被置于同一套开发思路中统筹衡量，稳产的内涵由单纯的产量规模，延伸至储量质量、资产效率和经营效益。
提高源头经济性，实现全生命周期的“本质降本”
8月4日，在华H-X压裂现场，材料管理员古晗用手持终端扫描石英砂吨包上的电子标签，“三码合一”的信息流瞬间打通了生产、仓储、运输与签收的全链条。“以前靠人盯，心里没底；现在每批砂都有‘身份证’，质量追溯一键直达。”截至8月30日，这一自主研发的监管平台已累计跟踪、管控运输车辆2500余车次，入库材料超13万吨。
在采油九厂新193空气驱试验区，另一笔全生命周期账也在被重新计算。
“过去，管柱半年到一年就得换一次，部分区块套损率甚至超过50%，大量人力物力耗在抢修上。”7月3日，油气工艺研究院现场技术负责人李楷指着一根刚起出的不锈钢内衬管柱说。这根在井下已服役一年的管柱，腐蚀速率仅为0.0023毫米/年，是传统碳钢管材的千分之一。
这一突破，宣告困扰长庆油田多年的“管柱短命”难题被攻克。攻关团队摒弃传统的“维修补漏”思路，通过“材质防腐”技术路线，从源头上解决管柱寿命问题。看似增加了初期材料成本，实则减去了频繁修井的作业成本和停产损失，助力实现全生命周期的“本质降本”。
油气开发项目投资大、周期长，前期方案直接影响后续建设和运行成本。井身结构增加一个层级，就意味着增加套管、材料和施工环节；地面设施规模偏大，可能导致长期闲置；技术路线选择不当，会抬高后期运维费用。因此，提高源头方案的经济性，成为提质增效的关键一环。
更多源头降本的实践，正在各环节展开：钻井“做减法”，在致密气领域规模应用小井眼技术，应用井数约4000口，单井节约投资超25万元。材料“做替代”，持续推进石英砂替代陶粒，累计应用163.3万吨，节约费用超14亿元。工艺“做加法”，压驱渗转方式开发技术帮助低产水平井年产油量提高24万吨，单井费用降低10%—20%。
“技术不是越复杂越好，投入也不是越多越好。有效、适用、经济，才是评价技术的共同尺度。”长庆油田发展计划部负责人表示。上半年长庆油田实现投资控降5.5亿元，达到全年目标的41.6%。
产能和效益成为衡量跨部门协同质量的共同标尺
“一口井的效益，不只取决于地下。”长庆油田财务部负责人坦言。随着提质增效进入深水区，单靠某一个部门、某一项费用的压降，释放的空间已越来越有限。一个环节单独最优，并不等于系统最优。
电费管控就是一笔多专业共同参与的账。
今年上半年，长庆油田用电量同比增长5.36%，电费支出却同比下降5.09%，实现了“量增费减”。围绕购电、电网运行和生产组织3个环节，长庆油田统筹挖掘降本空间：在购电端，针对陕、甘、宁、内蒙古不同电力市场实行差异化交易，综合到户电价同比下降约0.015元/千瓦时；在电网端，通过退出空载主变、优化线路运行方式降低网损；在生产端，根据峰谷电价调整油井间开、注水和取水时间。
运输费用的压降，同样需要生产与运输两端共同发力。长庆油田加快拉油点治理，上半年消减拉油点159座，减少拉油液量4165立方米/日；依托交通运输共享平台动态调配车辆，减少空驶、等停和运力闲置。生产流程少一个拉油点，运输环节便少一笔长期支出。
从生产流程再造到资源统筹共享，越来越多的降本空间从专业边界之间被挖掘出来。在采气四厂，气田开发推广“以效定价”，根据增产气量和措施效果结算，部分作业不成功不结算；在机械制造总厂（数字化技术服务处），设备管理由“坏了再修”向预防性维护转变，通过自主运维、国产化替代和废旧设备利用等方式压减费用；在采油八厂，“大监控模式”接入油水井5104口、管线4666公里，预警处置闭环率提升至97%。
提质增效不再是财务部门的“独角戏”。如今，业务部门从源头控制成本，财务部门跟踪价值实现，生产、技术、投资、人力等专业共同算账。每项投资能否形成产能、每笔支出能否创造效益，成为衡量跨部门协同质量的共同标尺。
黄土塬上，抽油机依旧起落，钻机持续向深层进尺。“精打细算”，算的不是一时之账，而是资源可接续、效益可持续、发展可长久的长远之账。长庆油田正在把规模优势转化为质量效益优势，为油气田稳产发展积蓄更持久的力量。
（编辑：韩语） |
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