截至12月22日，我国第一大气区长庆油田今年天然气产量达到500.27亿立方米，相较上年提前7天突破500亿立方米，连续3年在500亿立方米高位上保持稳定增长，在鄂尔多斯盆地勾勒出一幅气势恢宏、昂扬向上的壮丽长卷。

作为我国陆上天然气管网中心和“一带一路”能源合作枢纽，长庆油田始终把保障国家能源安全、贡献清洁能源重任铭记于心、实践于行，持续攻坚克难，勇于创新实践，坚定不移推进天然气高质量发展。今年初以来，长庆油田围绕共绘“大强壮美长”新发展图景目标，全力以赴争上产、保冬供、抓安全、增效益，不断突破非常规天然气开发极限，交出了一份基础更稳、动力更强、质效更优的天然气开发“高分答卷”。

“稳”的密码打好勘探开发“进攻仗”

长庆油田所开发的鄂尔多斯盆地，素有“半盆油、满盆气”的聚宝盆之誉。1989年6月，陕参1井获得日产28.3万立方米工业气流，开启了长庆油田油气并举的新局面。35年来，长庆油田始终牢记油气报国使命，勇担增储上产重任，统筹新区评价建产和老区精益生产，奋力保障国内50多座大中城市工业和居民生活供气。

——一体协同推进评价增储。长庆油田发挥多部门协作合力，加快资源向储量转化、储量向产量转化步伐，统筹推进苏里格气田高品质探明储量规模转化、非常规天然气连片提交，新增SEC储量圆满达标，巩固气区高质量发展资源基础。

——精细挖潜推进老区稳产。针对低产低效井多、增长快、递减大的难题，长庆油田抓实气田大调查和动态分析，优化完善气井全生命周期管理政策，狠抓气藏精细管理，扎实推进压舱石工程“3+3”模式，股份级示范区年产天然气达83.3亿立方米、公司级示范区完成方案编制；全面推进老井焕新工程，开展进攻型措施310口，恢复气井产能超300万立方米，精准挖掘老井潜力。

——做优做强新区效益建产。长庆油田坚持效益排队、一体支撑，积极破解储量劣质化加剧的难题，统筹高效资源动用和低品位资源评价，加强地震、地质、井筒、地面一体化支撑服务管理，创建“1+4”气田开发多专业技术支撑模式，推动产能建设质效双提，全面完成81亿立方米产能建设任务。

冬季保供是一项重大民生民心工程，直接关系人民群众切身利益。长庆油田始终把冬季保供作为重大政治任务，超前编制冬季生产运行方案，成立九个专班，实施5项14条措施，优选500口调峰井，组织利用72套加热炉排液排砂，对19座天然气净化和处理厂、295座集气站、3万多公里的输气管网开展全面隐患排查及拉网式维护“体检”，确保2.6万多口气井以最佳状态迎峰保供。

在靖边气田，采气一厂干部员工扎根气井生产一线、逆寒而战，克服降温降雪严峻考验，对重点区域、重点井、重点设备、重点管线和供电线路加密巡回检查，加大设备运行管理，强化远程监控，确保天然气生产安全平稳运行，用实际行动兑现着“舍我一人寒，温暖千万家”的朴实承诺。

“进”的动力激发技术创新“活力源”

从开发初期气藏“看得见、拿不出”，到成功开发14个气田，其中包括6个超10亿立方米产能大气田；从“名不见经传”难以形成规模的小油田，到2022年建成国内首个年产500亿立方米规模大气区……

能源报国的征途上，长庆人依靠科技创新不断突破、自我超越，增强核心功能，提升核心竞争力。

长庆油田开发的天然气85%都属于非常规天然气，经济有效开发属于世界性难题。“由于地质条件差，长庆天然气平均日产仅有0.6万立方米，低于0.5万立方米的井超过1.6万口，需要不断的‘打针吃药’精心呵护。”气田开发事业部常务副经理刘双全说。为此，长庆油田持续增强自主创新能力，攻克关键核心技术，推进低成本模式创新，不断提升低产井稳产创效能力，让低产井作出大贡献。

“今年，我们充分发挥‘压舱石’工程示范引领作用，大力推进控降递减和老井焕新，综合递减率控制在20%以内。”刘双全说。长庆油田持续深化地质研究和气田开发规律认识，构建起“平面扩边、纵向扩层、气藏调控、气井挖潜、地面优化”为主体的五大稳产技术对策，强化查层补孔、带压修井、储层解堵等增产措施挖潜，开展排水采气智能化、精准化升级，促使排采井日产气量保持在3300万立方米以上，全面夯实老气田稳产“基本盘”。

以水平井两个“1”提产工程为抓手，长庆油田针对不同类型气藏强化技术提产攻关，做细做实方案源头优化，确保气区新井单井日产保持在1.3万立方米以上。在靖边、苏里格等成熟区块，优化完善直井多层体积压裂、水平井密切割体积压裂2.0等技术系列；在庆阳、苏西等致密、高含水复杂气藏，开展CO2增能压裂、泡沫压裂、压排采一体化等工艺试验，精准实施提产控投。目前完钻直定向井I+II类井比例达92.7%，水平井有效储层钻遇率66%，高效打造气田高质量发展“增量盘”。

面对天然气生产中的瓶颈挑战，长庆油田主动出击，积极探索前沿技术攻关，增强自主研发与科技创新能力，以技术之力打开气田新领域“大门”。盆地东部天然气评价项目组深化重点领域重大课题研究攻关，经过多轮技术迭代，定型深表层二开水平井钻井技术，研制推广低成本防塌钻井液体系，开发效果大幅度提升。探索气田产建降碳控排新技术，主导国内首个“氢代油”绿色钻井示范工程在采气一厂顺利开工，实现氢能业务链在用氢技术领域的新突破。

“质”的超越深挖提质增效“潜力点”

12月16日，正在建设中的采气二厂榆37储气库中控室内，技术员李龙轻点鼠标，切换着大屏上的工程进度、物资采购、安全监管、质量监督四张大图，并利用三维可视化工程沙盘，精准审视着储气库3站、2点、15线、37井的空间布局及地形地貌，随时进行工程过程监控和调度指挥。

随着天然气勘探开发的不断深入，气井维护成本走高、风险管控难度上升等问题日渐突显，长庆油田深刻认识到，要实现天然气高效开发，必须科技创新与制度创新“双轮并进”，以数智赋能引领管理变革，以低成本战略推进效益开发，以战略思维布局新兴产业，加快培育新质生产力，“量质齐升”高扬天然气“上产曲线”。

冬供期间，依托数智化技术发展和无人场站建设基础，长庆油田加快推广智能巡检机器人、光缆振动预警、AI视频智能分析等数智技术现场应用，实现气田数字化100%全覆盖，生产指挥链条不断缩短，生产组织效率切实提高。走进采气三厂苏西智能排采示范区，在大数据人工智能分析的加持下，柱塞、间开、泡排等3类排水采气工艺措施均实现智能化升级，正在代替人工开展排采措施，实现智能启停、自动调频、智能泡排精准加注。目前，措施有效率提升5%，增产气量达到1.9亿立方米，气井精益化管理水平不断提升，人工劳动强度大幅降低。

发展出题目，改革做文章。在深化数智转型，提高劳动生产率的同时，长庆油田还将价值创造贯穿到天然气上产稳产的全过程、全领域，统筹质的有效提升和量的合理增长，突出效益排队、事前算赢，气田经营效益稳中向好。编制《天然气开发“降折耗、控成本”行动方案》，巩固“无效资产快报废、低效资产再利用、高效资产多创效”的原则，应用推广降本增效新工艺新技术20类4344井次，目前控降基本运行费0.4亿元。

为推进全过程节能环保，长庆油田深化应用智能间开、地面优化等工艺技术，积极推进苏里格零化石能源消耗基地、“风光气储氢”一体化示范项目、绿色零碳示范井场等建设，不断改善能耗结构。同时，推进硫化氢环境、储气库等7个重点领域专项整治，实施气井主控阀门、米脂处理厂排污系统等10项隐患治理，精准管控气田安全环保风险，以清洁、高效、低碳、循环为气田高质量发展蓄势赋能。