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在我国西北黄土高原深处，占地面积不足四个足球场的页岩油平台有序分布，千万吨级石油储量通过压裂技术被逐步激活，工业油流正从水平井网络中涌向地表。
2025年11月9日，中国石油长庆油田宣布页岩油累计产量突破2000万吨，标志着我国陆相页岩油开发实现历史性跨越，正式步入规模化、效益化开发新阶段。
与北美海相页岩油不同，我国页岩油多为陆相沉积，地质条件复杂、埋藏深、流动性差。长庆油田所在的鄂尔多斯盆地页岩油埋深超过2000米，油层厚度不足5米，渗透率仅为常规油田的千分之一，具有典型的“低渗透、低压、低丰度”特征，被视为“磨刀石中的磨刀石”，常规技术难以开发。
2011年起，长庆油田依托国家科技重大专项，开展12.8万次室内实验和80余项现场试验，突破传统“单一烃源岩”认识，创立陆相页岩“源储共生”理论，解开陆相页岩“生油”与“储油”的科学密码。2019年，探明储量达10亿吨级的庆城油田被发现，成为我国规模最大的页岩油田。
在理论突破基础上，长庆油田借鉴北美“水平井+体积压裂”技术，建设国内首个页岩油地下水力压裂科学试验场，形成“压裂造缝、超前增能、渗吸置换”技术体系，自主研发可溶金属球座、多功能压裂液等12项核心工具与材料。单井钻遇率从63%提升至86%，日产量从1.5吨提高至18吨，并创下多项钻井速度纪录，实现了页岩油开发技术的自主可控。
庆城油田发现之初，开发仍处于“单点试验”阶段。长庆油田通过“水平井丛式布井”模式，实现集约化开发。在国家级示范区华H100平台，31口水平井呈扇形分布，产能提升超10倍，用地减少60%以上，创下水平段超5000米的世界纪录和单个平台布井数的亚洲纪录。
数字化转型与管理创新进一步释放效能。长庆油田形成“水平井丛式布井、橇装化组合建站、伴生气多元联产、数字化无人值守”开发模式，推行“油公司”模式改革，构建扁平化组织架构。实现巡检效率提升3倍、劳动效率提高10倍，百万吨产量用工降至200人以下，日产突破万吨，真正实现规模效益开发。
黄土塬属于黄河流域生态敏感区，年降水量不足400毫米，水土流失风险高。长庆油田坚持“最小扰动、最大循环、最优补偿”原则，走出一条“油绿共生”之路。
通过集约布井减少用地，并建立节水减排体系，采用“泥浆不落地”处理技术，实现钻井废液无害化循环利用。攻关二氧化碳泡沫压裂、液氮无水压裂等替代技术，年节水超80万立方米。采出水全部回用，伴生气日回收量达76万立方米，实现“应收尽收、全额回收”。
新能源与碳汇建设增强绿色底色。长庆油田在平台空间“见缝插针”布置光伏发电系统，截至当前累计建成2780座光伏电站，发电量突破10亿千瓦时。此外，与地方政府合作建设500亩碳汇林，预计固碳9217吨，与二氧化碳驱油项目形成“减排-固碳”协同体系，为生态敏感区能源开发提供了可复制的样本。
从黄土沟壑到能源舞台，长庆油田用十五年将“不可能”变为现实。站在日产万吨的新起点，长庆油田正朝着“十五五”末页岩油年产量450万吨的目标稳步迈进。(任嘉豪 唐瑜 王永辉)
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