北京
十年深耕：扛起国内页岩油半壁开发重任
鄂尔多斯盆地陆相页岩油开发难度极高，长庆油田页岩油有效开发及提产关键技术攻关创新团队扎根一线十余年，持续开展全链条技术攻关，不断刷新页岩油产能纪录，国内页岩油总产量占比稳居半壁江山，是行业公认的非常规油气 “破岩攻坚先锋队”。
技术首突破：细分切割压裂解锁储层动用潜力
陆相页岩油藏先天条件复杂，规模化效益开采难度极大。团队依托数十万份测井、岩芯资料深挖地质规律，创新推出里程碑式水平井细分切割体积压裂技术，将单一储层改造升级为造缝、蓄能、驱油一体化成套方案，彻底打通页岩油高效动用技术堵点。经过多轮论证与模拟迭代，2015 年 1 月首口示范井落地见效，单井估算最终可采储量由 0.2 万吨提升至 2.6 万吨，产能提升 13 倍。该技术快速全域推广，支撑长庆建成年产 300 万吨页岩油示范基地；陇东华 H100 平台作为亚洲陆上最大页岩油长水平井平台，布局 31 口水平井，年产油量约 15 万吨，产能规模等同于中型采油区。
攻坚纾困：多套核心工艺破解稳产降本难题
2021 年庆城油田遭遇单井产量持续下滑困境，团队前移办公阵地驻守井场复盘分析，梳理形成控液增砂、延长支撑缝长、弱化井间干扰核心开发思路，同步针对 CO₂压裂、采出水回用短板，划分叠合区控水提产、二类油藏差异化动用两套实施路径。次年团队创新 “老井水平井小套管固井 + 可回接式井筒再造” 工艺，攻坚高压老套管破损施工难题，线上线下联动优化数十轮后实现技术落地，施工效率提升 30%，水平井重复压裂技术完成从跟跑到引领行业标准的跨越，页岩油单井日产稳定回升至 13 吨以上。配套自研 DMS 可溶金属球座，将井筒作业周期由 7 天压缩至 3 天，单井开发成本降低约 300 万元。
迭代领跑：压裂2.0技术实现产能再上新台阶
为破解人工裂缝分布认知世界性难题，2022 至 2024 年团队进驻国内首座大型水力压裂科学试验场，融合地下取芯、光纤监测、微地震多维度监测手段，首次探明人工裂缝集群分布机理，为工艺升级提供底层理论支撑。2024 年团队迭代推出页岩油压裂 2.0 技术，采用细分切割加密布缝、等孔径有限限流射孔、强化细粒石英砂支撑组合方案，即便面对变薄油层仍实现产能稳增，单井日产达 14.4 吨。至 2025 年 7 月，长庆页岩日产量突破万吨，年产能力达 365 万吨，等效新增一座中型油田，整套开发技术完成国内领跑跨越。
CSGS观点
长庆页岩油攻关团队历经十年全链条技术迭代，从压裂工艺、井筒工具、现场开发模式多点突破，构建适配陆相页岩油自主成套技术体系，大幅释放盆地页岩油资源潜力，为国内非常规油气规模效益开发提供成熟可复制长庆方案。
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