长庆油田

长庆油田（英文名：Changqing oilfield^[1]），位于中国西部的鄂尔多斯盆地^[8]，区域横跨陕西省、甘肃省、宁夏回族自治区、内蒙古自治区^[9]，截至2022年，该油田由大小35个油田、13个气田组成，面积约37万平方千米，是中国第一大油气田^{[10][2][11][12]}。

长庆油田具有中生界构造特征，受多个时期构造运动影响，具有复杂基底结构的油气盆地，地层则主要为侏罗系、三叠系、石炭二盏系及下古生界四套勘探目的层系^[3]。油田主要以石油、天然气为主，相继探明了四个十亿吨大油区和三个万亿方大气区，石油区主要有陕北、姬塬yuán、陇东、华庆油区，天然气主要有下古生界碳酸盐岩、苏里格、盆地东部气区，截至2020年，石油累计探明储量51.54亿吨，天然气累计探明储量6.42万亿方^[6][7]。

鄂尔多斯盆地是中国陆上油气勘探最早的盆地，1907年便在陕北延长县开展石油勘探活动^[4]，长庆油田于1970年正式开发^[13]，随后进入发展快车道，经过多年的发展，油田工艺上华H1页岩油长水平井平台、华H60无杆采油示范平台等相继成为国家示范工程^[14][15]，理论上古地貌油藏成藏、大型岩性油藏成藏、陆相页岩油成藏等理论取得显著成绩，有效推动了长庆油田的发展^[16]。长庆油田交通运输便利，形成以原油管道、天然气管道、公路、铁路等为主的交通方式^{[17][18][19][20][21][22]}。至2013年，长庆油田已发展成为中国第一大油气田^[18]，截至2023年11月30日，长庆油田年产油气当量达到6009.85万吨，连续4年实现6000万吨以上高效稳产。^[11][12][23]到2024年9月，长庆油田已累计生产油气当量突破10亿吨。^[24]

1970年3月，玉门石油管理局部署陇东的庆3井，首先在侏罗系地层获得日产27.2吨的油流，成为陇东地区第一口出油井。9月，燃化部向国务院呈报《关于请兰州军区组织陕甘宁地区石油钻探指挥部的请示报告》，得到国务院、中央军委批转同意。11月，兰州军区组织成立会战指挥机构，驻扎在陕甘两省交界的长庆桥小镇上，长庆油田由此得名^[25]。

长庆油田位于中国西部的鄂尔多斯盆地^[8]，区域横跨陕西省、甘肃省、宁夏回族自治区、内蒙古自治区^[9]。鄂尔多斯盆地（后在石油勘探中改称陕甘宁盆地）地处阴山以南，秦岭以北，贺兰山以东，吕梁山以西，油田勘探范围涉及东经106°~110°30′，北纬34°~41°30′，包括陕甘宁盆地及其周缘的地堑和小盆地，该油田由35个油田、13个气田组成，面积约37万平方千米^{[2][10][11][12]}。

长庆油田所在的鄂尔多斯盆地含油层系多，是一个大型的陆相沉积盆地群。盆地本部按中生界构造特征，可划分为6个一级构造单元，由于受各个时期构造运动影响，它是具有复杂基底结构的古生代、中生代迭合含油气盆地，是古生代原华北祁连浅海的一部分。中生代由于印支运动的影响与华北地台解体，形成独立的东北高、西南低的内陆湖盆。盆地本部面积约25万平方千米，沉积岩系厚5000~8000米^[2][3]。

鄂尔多斯盆地发育了侏罗系、三叠系、石炭二叠系及下古生界四套勘探目的层系^[3]。

延安组是盆地南部主要的勘探和开发含油层系，储集层为碎屑岩，属河流、湖沼相沉积，厚度250~360米，岩性变化大，物性差，渗透率多在50毫达西以下，加之构造平缓，多为岩性构造复合型圈闭油藏。延安组共划分为10个油层组，其中延安10油层组物性较好，含油面穆较大，产最较高，平均单井日产吨左右，是盆地已发现油田的主力油层^[26]。

延长组为内陆湖盆相，第二组泥页岩沉积是主要生油层段，油层在盆地内分布范围广，累计厚度大，但储油物性很差，单井产量低，一般无自然产能，属特低渗透油层。共分10个油层组，长1~3油层储油物性稍好，渗透率平均1~10毫达西^[注1]，长6~8油层渗透率特低，平均小于1毫达西，压裂前不出油，压裂后单井日产油1~5吨^[26]。

石炭二叠系为近海平原相煤系地层，煤层厚度大予20米的范围达10万平方千米，是盆地内勘探煤成气的有利层系。天环坳陷和西缘逆冲带北段预测煤成气资源量约2564亿立方米，西缘断褶带刘家庄、胜刊井、鸳鸯湖，盆地东部陕北绥、榆地区和北部乌兰格尔发现有含气带，任11井试气时，日产天然气25.86万方^[26]。

盆地早古生代广大地区处于陆表海环境，发育一套以碳酸盐岩为主的浅海沉积，沉积厚度一般1000~4000米。盆地西南边缘是槽台过渡的坳陷带，沉积岩厚，生油岩发育；广大的盆地本部为浅海台地相沉积，灰黑色泥晶灰岩厚度大，夹黑色页岩、有机酸含最高，也具有雄厚的生油生气物质基础，天环坳陷和西缘逆冲北段天然气资源丰富。盆地中部的古生代中央古隆起是找寻天然气的有利地区^[26]。

长庆油田各地区油层理化性质不同，按区域分为：陇东地区以及陕西北部地区^[28][29]。

主力油层为延安组的延9和延10油层，其次为延8、延7、延6和延4+5油层，埋藏深度1200~1650米，油层非均质性强。渗透率变异系数0.69~0.81，含水饱和度平均37.2％，油层岩性为细一中粒石英砂岩和硬砂质长石石英砂岩，石英含量65~98％。胶结物含量11~17％，泥质含量4.81％。产油层内油水层占21.8％，局部有边底水层。油层内油气物理性质是：原油饱和压力2.9～5.6兆帕，原始油气比34.2~61.3立方米/吨，低饱和。地层原油粘度2.3~3.5毫帕秒，体积系数1.1120~1.1820，压缩系数9.1~10.1×10-5/0.1兆帕。地面原油密度0.834~0.85克/毫升，粘度4.5~7.8毫帕秒。含硫低0.1~0.13％，含蜡较高5.3~31.2％，凝固点14~20℃，天然气比重1.1~1.318，甲烷占31.2~55.0%。地层水矿化度高42000~105000毫克/升，水型有Na2SO4、NaHCO3、CaCl2等类型^[28]。

陕西北部主力油层为延长组长6层，次有长2、长3和长4+5油层以及长12，油层深600~1077米，平均厚度9.5~11.93米，孔隙度11~17.1%，空气渗透率1.1~7.4×10-3平方微米，含油饱和度42％。地面原油密度0.83~0.88克每毫升，平均0.8466，粘度4.52~13.96毫帕秒，平均8.59毫帕秒，凝固点10—28℃，平均17.3℃，含蜡4.09~16.55％，平均7.08％，含硫0.02~0.31％，平均0.118％。地层原油饱和压力5.2兆帕，粘度4.6毫帕秒，体积系数1.097，原始油气比38.7立方米/吨。天然气组份中甲烷91.5％，乙烷2.57％，丙烷1.64％，丁烷2.72％，天然气比重0.634^[29]。

长庆油田按类别分为石油类以及天然气类两种^[30][31]。

鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段沉积了一套广覆式分布的富有机质泥页岩夹粉—细砂岩沉积组合，自上而下可细分为长71 、长72和长73亚段，其中长73亚段主要发育纹层型页岩油和纯页岩型页岩油，纹层型页岩油为油气赋存的砂质纹层夹持在高TOC^[注2]页岩和中TOC泥页岩间、单层厚度为0.01~0.60米、具备“源储一体”特征的油藏，纹层段岩性主要发育3种组合类型：粉砂岩与中低TOC泥页岩组合、凝灰质纹层组合和高TOC泥页岩纹层组合。砂质纹层为纹层型页岩油的主要储集体，粉砂岩与中低TOC泥页岩组合以极细砂、粉砂、页岩、泥岩为主，单层厚度为1~60厘米，平均累计厚度为15.3米。凝灰质纹层组合以凝灰岩为主，单层厚度为0.1~5厘米，平均累计厚度为0.6米。高TOC泥页岩纹层组合以页岩为主，单层厚度为0.5~10厘米。其中粉砂岩与中低TOC泥页岩纹层组合中长英质含量高，可压性好，孔隙半径为2~8微米，喉道半径为20~150纳米，平均孔隙度为6.11%，渗透率为0.07×10-3平方纳米，储集性能好^[30]。

长82油层是延长组下部新的勘探层系，该段沉积早中期主要受湖浪作用控制，发育Ⅰ和Ⅱ2期横向砂坝，平行于湖岸线展布，呈坨状、带状展布，沉积特征表现为反旋回沉积序列，为水动力骤减、快速卸载沉积的特征，以块状厚层砂体为主，受湖浪淘洗改造，滩坝砂体泥质含量较低（5.3%），绿泥石膜粒间孔相为最有利成岩相，储层物性较好，孔隙度一般在7.5%~11.0%之间，平均为9.4%，渗透率为（0.21~10.0）×10-3平方纳米，平均为1.25×10-3平方纳米^[33]。

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组中部发育巨厚的膏盐岩沉积，膏盐岩具有较好的封盖性，为天然气的保存提供了良好的封盖条件，天然气甲烷碳同位素值介于−45.1‰~−36.4‰之间，甲烷wán氢同位素值介于−192.1‰~−142.5‰之间，生烃潜力好（TOC=0.3%~1.86%）。鄂尔多斯盆地马家沟组马三段、马五下亚段存在明显的碳同位素“负漂”现象，证实有机酸盐的存在，有机酸盐生烃转化率为74%~83%^[31]。

鄂尔多斯盆地西部地处祁连海域东侧，奥陶系乌拉力克组发育一套厚层黑色页岩，乌拉力克组主要发育3类岩性组合：纹层状黑色页岩型、页岩夹薄层石灰岩型、灰质泥岩型。乌拉力克组页岩镜质体反射率（RO^[注3]）值介于1.50%~1.90%之间，页岩含气量为1.47~2.21立方米/吨，主要以游离气为主，游离气含量约占65%。通过油气源分析认为，乌拉力克组页岩气为源内油气藏：第一种为乌拉力克组页岩气及上古生界天然气碳同位素的分析表明，乌拉力克组天然气甲烷碳同位素值介于−40.93‰~−35.89‰之间，较盆地上古生界煤系天然气甲烷碳同位素值（−33.71‰~−31.85‰）偏低；第二种为银探3井乌拉力克组原油甲烷碳同位素值介于−31.85‰~−30.63‰之间，姥植比（Pr/Ph）介于2.16~2.63之间；盆地上古生界凝析油甲烷碳同位素值介于−26.92‰~−24.01‰之间，Pr/Ph值介于2.13~6.11之间；盆地中生界石油甲烷碳同位素值介于−33.06‰~−31.82‰之间，Pr/Ph值介于0.96~1.55之间^[35]。

截至2020年，长庆油田继探明了四个十亿吨大油区和三个万亿方大气区。4个10亿吨级大油区分别为陕北、姬塬、陇东、华庆油区，3个万亿方大气区分别为下古生界碳酸盐岩、苏里格、盆地东部气区^[7]。石油勘探连续8年新增探明储量超3亿吨，累计探明储量51.54亿吨，天然气勘探连续10年新增探明储量超2000亿方，累计探明储量6.42万亿方，新增油气储量占中国石油新增储量的50%以上，占中国新增储量的1/3以上^[6]。2022年，长庆油田已成功开发35个油田、13个气田，累计为中国贡献油气超9亿吨，油气产量当量突破6500万吨，达到6501.55万吨^[11][12]。根据第四次油气资源评价结果，鄂尔多斯盆地石油资源量为169亿吨，天然气资源量为163000亿立方米，长庆探区石油和天然气资源探明率分别为40.4%、42.1%，勘探处于中期阶段，仍具有较好的勘探前景^[36]。

姬塬油区横跨鄂尔多斯盆地伊陕斜坡和天环凹陷两大构造单元，中生界发育三叠系延长组以三角洲沉积为主，主要发育三角洲岩性油藏，主要目的层为长4+5、长6、长8及长2油层组，延长组长7湖侵背景下形成的暗色泥岩、页岩、油页岩是中生界的主力烃源岩，丰度高、类型好、厚度大、分布广，有机质含量高，富含铁、硫、磷等生命元素，是一套区域性的优质烃源岩，2003年以来探明的姬塬油田，是陕西境内继安塞、靖安油田之后找到的又一大油田，也是近年来中国石油在陆上找到的第一个储量规模达10亿吨的特大油田^[37]。

华庆地区石油勘探始于20世纪70年代，华庆地区延长世处于湖盆中心，延长组长6油层以泥质岩类沉积为主，2007年以来，通过三叠系湖盆中部三角洲及重力流复合控砂理论指导，在华庆地区勘探出华庆大油田，预计该区储量规模可达8~10亿吨，成为继西峰、姬塬之后的又一个整装的超亿吨级储量接替区^[37]。

2018年，长庆油田勘探发现储量10亿吨级的庆城大油区^[25]，庆城油区处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，受盆地构造沉降、沉积环境演化等因素影响，长7段沉积了一套半深湖—深湖相泥页岩与重力流砂体沉积组合，总厚度约110米，2019~2022年庆城油田累计提交探明储量11.54亿吨，年产量达到165万吨^[38]。

2015年，随着长庆油田勘探部门探明储量1.1亿吨、形成超3亿吨规模储量的环江整装大油田，长庆油田在陇东老区形成环江、西峰、镇北3个储量超10亿吨级的连片大油区。陇东地区石油勘探始于20纪70年代^[39]，“十三五”以来，长庆油田在陇东油区非常规油气勘探上取得了显著成绩，探明了储量规模超10亿吨的页岩油大油田，建成中国首个百万吨级页岩油开发示范区，2022年，长庆油田陇东油区生产油气当量突破1000万吨^[40]。

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地西北部，主要发育大型陆相砂岩岩性圈闭气藏，主力产层为上古生界二叠系石盒子组盒8段和山西组山1段。该区天然气勘探始于2000年，苏6井在上古生界二叠统石盒子组盒8段砂岩试气获得了无阻流量达120万立方米/天的高产工业气流，发现了中国最大规模的整装天然气田—苏里格气田，探明天然气地质储量5336.52亿立方米^[41]。

鄂尔多斯盆地海相碳酸盐时代老、演化历史长，在海相碳酸盐岩溶古地貌控制天然气成藏理论指导下，以靖边气田为代表的风化壳气藏含气面积不断扩大，相继发现莲92井区、统74井区等多个高产富集区，截至2018年，鄂尔多斯盆地下古生界累计探明储量6577亿立方米，形成新的下古生界碳酸盐岩万亿立方米大气区^[42]。

鄂尔多斯盆地东部具有多层系含气、储层水锁伤害强、单井产量及资源动用程度低等特征，已发现探明地质储量达千亿立方米的榆林、神木等气田。2014年，长庆油田在鄂尔多斯盆地东部神木一双山地区探明储量超万亿立方米的气区^[43]，截至2018年，鄂尔多斯盆地东部新增探明地质储量2399亿立方米、控制地质储量6381亿立方米，勘探出盆地东部地区上古生界石盒子组盒8段、山西组、太原组等整装规模储量区，三级地质储量已达13000亿立方米，成为继苏里格之后又一个新的万亿立方米规模储量区^[44]。

长庆油田所在的鄂尔多斯盆地以大陆性干旱气候为主，南北略有差异。南部冬季1月最低，为-8℃~-30℃，夏季气温高，可达22℃~30℃，年平均降水量在250~300毫米之间，秋季为主要雨期；陕北地区冬季1月平均气温为-3℃~10℃，最热月7月平均气温为22℃~24℃，月平均气温为全年无霜期约5个月，多年平均降水量在300~600毫米之间，7~9月降水量集中；陇东地区具有显著的大陆气候特征，属东部季风气候区，1月最冷，月平均气温为-5℃，7月最热21℃，平均降雨量为480~560毫米；宁夏境内和内蒙探区均属温带大陆性干旱气候，四季分明， 冬寒漫长，夏少酷暑，气候干燥，日照充足，风大沙多，日夜温差大，1月气温在-10℃~-30℃，7月份气温在20℃左右，降水量150~450毫米之间^[5][45]。

长庆油田所在勘探区域是成一个南北宽于东西，平面轮廓近似长方形的内陆盆地，盆地四周环山，最高点在西南侧的六盘山，海拔一般在2500米以上。勘探区域盆地腹部和南部地形西北高，东南低，形成了低山丘陵与原、梁、峁mǎo交错分布的黄土地形，宁夏灵武、盐池一带的油田群和气田勘探区域则以高原为主；勘探区域腹部和南部地区地貌主要为巨厚的黄土，宁夏灵武、盐池一带主要分布沙丘、草滩、零星湖沼，内蒙境内中部较高，岩石裸露；中间略低，多沙丘，北部为沙漠，南部地表波状起伏，盐、碱湖群分布较广^[5]。

长庆油田所在的鄂尔多斯盆地主要环绕河流是黄河及渭河，同时有无定河、洛河及其支流流经油田^[5]。盆地地下水资源总量为105亿立方米/年，可采资源量为58亿立方米/年^[46]。

鄂尔多斯盆地是中国陆上油气勘探最早的盆地，1907年陆上第一口油井~延1井就诞生于陕北延长县，但盆地的规模勘探是建国以后才开始进行的。20世纪50、60年代集中在盆地西北部的灵武、盐池、定边等地区进行勘探，发现了李庄子、马家滩、马坊、大水坑等一批小型油田，但未取得较大的进展。之后在古地貌成藏理论指导下，相继发现的马岭、华池、元城、城壕等油田，迎来盆地第一个石油储量增长期，累计探明石油地质储量9171万吨^[4]。

20世纪70年代，长庆油田在陕北地区发现了吴起、直罗、王洼子等油田，但都是些含油面积较小、低产、低渗透，以侏罗系油藏为主的小油田^[4]。1976-1979年，长庆油田部署抢建马岭、红井子油田和长输管道“三大战役”。1978年7月1日，实现了长庆原油正式外输兰州；1979年底，在陕甘宁三个地区建成9个油田15个区块，年生产原油突破100万吨^[18]。

20世纪80年代末期，长庆油田提出了“油气并举、协调发展”的战略，在三角洲成藏理论的指引下，天然气进入了规模勘探阶段。长庆油田在鄂尔多斯盆地三叠系延长组获得了一系列重大发现，先后发现了安塞、靖安等亿吨级含油富集区，实现了低渗透勘探的重大突破，是长庆油田发展史上的重要里程碑^[4]。

1983年塞1井获得日产64.45吨的高产工业油流，成为安塞油田的发现井。安塞油田打开了三叠系延长组找油的新局面，打破了长庆油田年产原油在100万吨左右徘徊之势。2000年以后，由于三叠系油藏的大规模开发，实现了油田产量由百万吨向千万吨的跨越。1989年陕参1井获得无阻流量28.3万立方米的高产工业气流，标志着靖边气田的发现，在长庆天然气勘探史上具有重要意义。长庆找气历经30多年的艰辛探索，到20世纪80年代中后期取得突破。发现靖边气田，使长庆油田由中生界找油转向古生界找气，形成了油气并举、协调发展的新格局^[18]。

20世纪90年代，长庆油田通过对盆地石炭—二叠系煤系地层的深入研究，形成了煤成气理论，并实现了古生界天然气勘探开发的重大突破，先后发现并开发了中国当时最大的世界级整装低渗透气田—靖边、榆林气田。该时期原油产量由初期的146.5万吨增至430万吨，天然气产量增至11.63亿立方米，油气当量突破500万吨大关^[4]。

进入21世纪以后，长庆油田得到快速发展，发现和探明了西峰、姬嫄yuán、镇北等4个3亿吨级、5亿吨级储量规模的油田和探明、基本探明储量过万亿方的世界级整装大气田—苏里格气田，使长庆气区成为中国第一个探明天然气储量超万亿方的大气区。原油产量由430万吨快速增长至1572.5万吨，天然气产量增至189.5亿立方米，油气当量突破3000万吨大关^[4]。2008年10月，集团公司党组批准了长庆油田年产5000万吨油气当量的发展规划，苏里格气田、华庆油田等超低渗透、致密油气田实现规模开发，推动产量快速攀升，2013年油气当量跨越了5000万吨^[18]。

长庆油田通过市场从全社会配置油气田建设力量，持续组织近800部钻机、500套试油（气）机组、250多支地面建设队伍参与建设，静悄悄进行着一场新时期中国石油最大规模的油气会战。2013年，长庆油田油气产量当量达到5195万吨，建成了中国油气当量最高的现代化大油气田，实现了建设“西部大庆”的宏伟目标^[18]。

长庆油田参照当时中国致密油的定义，将长7段油层归类于致密油，积极推进地质综合研究，学习国外非常规油气“水平井+体积压裂”的开发理念，建成了西2水平井攻关试验区，积极开展多项技术攻关，未取得实质性成果^[14]。随着对长7段页岩油地质认识的不断深入，探索形成了“勘探开发、地质工程、科研生产”三个一体化技术体系，通过近10年坚持不懈的探索和攻关，成功发现中国最大的页岩油油田—庆城油田，率先建成中国首个百万吨级页岩油开发示范区，引领了中国页岩油勘探开发^[14]。

2013年以来的高质量发展阶段。发展成为中国第一大油气田，连续7年保持5000万吨以上高效稳产，并于2018年确立了二次加快发展目标。2019年，长庆油田年产油气当量达到5000.23万吨，其中原油产量2132.69万吨，天然气产量359.88亿立方米，长庆油田连续7年实现油气当量5000万吨以上运行；同年12月31日，长庆油田年产油气当量首次突破5700万吨，创造了长庆油田年油气产量历史纪录^[18]。2020年，长庆油田油气当量突破6000万吨。9月，中国石油在油气勘探重大成果发布会上宣布：长庆油田在鄂尔多斯盆地长7生油层内勘探获得重大发现，新增探明地质储量3.58亿吨，预测地质储量6.93亿吨，发现了10亿吨级的庆城大油田^[18]。2021年6月，长庆油田开始借助三维地震技术大面积覆盖支撑引导，石油勘探再次部署洪德地区寻找构造性油藏，先后在23口探井获得高产工业油流，其中3口井日产油超过百吨。2023年12月1日，长庆油田宣布在甘肃省环县洪德地区发现地质储量超亿吨级整装大油田，开辟了鄂尔多斯盆地西部石油勘探开发新领域。^[47]

1973年，长庆油田以注水试验为起点，在马岭油田井区开发试验区进行开发试验^[48]。截至2019年，长庆油田与中国石油天然气股份有限公司相继开展多个重大试验项目，包括空气/泡沫驱、二元复合驱、水平井分段及体积压裂、超低渗透油藏、CO2驱等^[49][50][51]。

长庆油田的JA油田鄂尔多斯盆地三叠系长6油层为三角洲前缘沉积，地下油水分布复杂，空气泡沫驱综合了空气驱与泡沫驱的有优点，气源丰富、成本低，不仅具有传统注气作用、烟道气驱与热效应，而且可以封堵高渗层气窜、降低含水率，提高波及系数和驱油效率，空气泡沫驱逐渐成为开发轻质类油藏的一项高效技术，2012年，长庆油田开展空气泡沫驱试验，设计空气泡沫总注入量0.2PV，截至2017年已连续注入0.12PV。空气泡沫驱后，试验区地层能量得到补充，地层由试验前13.8兆帕上升为14.5兆帕，压力保持水平由112.4%上升到118.3%。可对比吸水厚度由注入前的9.96米上升为12.9米，水驱动用程度由57.13%上升到62.83%，吸水剂面状况变好，表明空气泡沫驱改善了油藏纵向动用。试验区综合含水由66.8%下降到54.7%，产油量保持稳定，空气泡沫驱控水增油效果明显^[52]。

2018年以来，甜菜碱、阴非离子表面活性剂为代表的新型高效表面活性剂取得的突破性进展，表面活性剂—合物二元复合驱体系在无碱条件下仍能使油水界面张力达到超低并使油水体系产生适度乳化，促使二元复合驱技术取得了较快发展。胜利、辽河、新疆、大港、大庆、长庆等油田均开展了矿场试验，二元复合驱不仅能够大幅度提高采收率，而且地面地下处理相对简易，是高含水老油田提高采收率的主要攻关方向之一^[53]。

直井分层、水平井分段及体积压裂为代表的储集层改造技术已广泛应用于低渗透油藏，其中水平井分段及体积压裂技术已成为超低渗透、致密储集层提高单井产量和采收率的主体技术。水平井体积压裂主要采用“套管完井+分段多簇射孔+可钻式桥塞+滑溜水”多段压裂方式，其中“分段多簇”射孔实施应力干扰是实现体积改造的技术关键，截至2018年，水平井压裂技术在压裂优化设计、压裂液体系研发等方面也取得重要进展，实现了“千方砂、万方液”的大规模改造，已在长庆油田致密储集层建成百万吨产能，实现了有效开采^[50]。

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏属于典型的“三低”（低渗透、低压、低丰度）油藏，具有岩性更致密、孔喉更细微、物性更差、天然裂缝发育等特征，导致井网难以与裂缝匹配，有效压力驱替系统建立难度大，2005年，长庆油田开展了0.3mD超低渗透油藏开发攻关试验^[54]。

2005年，超低渗透油藏开发在安塞油田沿25井区长61、吴旗油田吴410井区长6等地开展，开发试验攻关经历了三个阶段，第一阶段（2004~2005年）为前期研究与评价阶段，重点在沿25、庄19等井区开展超低渗透储层成因、渗流机理、井网优化、压裂液伤害机理、人工裂缝监测等研究与评价；第二阶段（2006~2007年）为关键技术攻关与先导试验阶段，重点在塞392等井区开展储层定量描述、井网优化、压裂改造等关键技术攻关，创新形成了超低渗透油藏储层分类评价、井网优化、直井多级加砂压裂和水平井水力射流压裂等核心技术；第三阶段（2008~2015年）为技术集成与配套阶段，以提高单井产量、降低投资成本为目标，在华庆油田白155井区开辟了10×104吨先导示范区，进一步深化储层地质与裂缝分布规律研究，全面优化开发技术政策，扩大储层改造新技术试验规模，推广地面数字化、标准化、集成化建设模式。通过技术集成与配套，基本形成了超低渗透油藏的经济有效开发模式^[54]。

CO2驱是一种有效的气驱提高采收率方式，该技术的适用范围广，适合于渗透率不低于0.1ｘ10-3平方微米的油藏，埋深要求为3500米以下，API值小于45，即绝大部分特低渗透油藏均适用于CO2驱油技术，相比传统注水开发，CO2驱注入压力小、适用范围广、驱油效果明显。1998年，长庆油田将靖安地区作为试验区块进行注气驱油试验，这也是中国首次利用注气对特低渗油田进行开采，试验在保持地层压力稳定不变的前提下实施注干气驱油，结果显示开采见效周期在10个月^[51]。

1970年3月，长庆油田陇东的第一批探井庆2井、庆3井、庆7井等陆续开钻。8月，位于华池县城关的庆3井，首先在侏罗系地层获得日产27.2吨的油流，成为陇东地区第一口出油井。随后，庆1井、庆2井、长7井、长10井等都见到良好的含油显示，形成庆阳（今庆城县）、华池、吴旗（今陕西省吴起县）7000平方千米的找油有利区域。1971年春，部署在陇东探区的庆字号6口油井相继获得工业油流。6月，位于庆阳县马岭镇的岭9井，喷出258吨的高产油流。1976年，马岭油田30万吨产能顺利建成，陇东油区初见规模。1978年，宁夏红井子油田40万吨产能建成投产，长庆原油正式外输兰州。1979年，长庆油田年产原油达到130万吨^[10]。

20世纪80年代，长庆油田调整开发建设思路，将勘探目光由侏罗系转向三叠系，提出“马岭下面找马岭，马岭外面找马岭”的上产思路。1983年12月，位于陕北安塞县的塞1井获得64.45吨的工业油流，长庆安塞油田成为中国陆上最大的亿吨级整装特低渗油田。1989年6月，陕西靖边陕参1井经过酸化改造、测试求产，获得无阻流量28.3万立方米高产工业气流，陕甘宁盆地天然气勘探取得重大发现。1990年，安塞油田正式投入开发，1997年突破百万吨大关，创造了低渗透油田开发史上的奇迹，相关开发配套技术在全国石油系统推广。1997年，长庆天然气经过860千米的陕京管道输送，在北京亚运村燃起熊熊火焰，长庆油田向首都北京供气成功^[10][25]。

长庆油田采油工艺主要有水平井采油工艺、无杆泵采油工艺等，其中，水平井采油工艺包括常规有杆泵、接力抽油泵、柔性金属泵等；无杆泵采油的华H60无杆采油示范平台已成为是国家级示范工程^{[55][56][15][14]}。

长庆油田早在1993年便开始使用水平井开采技术，并于2010年开始，在油田产建中加大了水平井比例，截止2017年12月底，全油田投产水平井已达2300口。水平采油和举升方式种类繁多，举升工艺主要分为常规有杆泵、接力抽油泵、串接泵、潜油电潜泵、水力射流泵、柔性金属泵（大斜度抽油泵）等；水平段采油主要有水平井分段采油工艺、中心管采油等^[55]。

常规有杆泵

小排量深井采油是有杆泵显著优点，截止2017年，大多数水平井采取深井泵—抽油机方式在直井段生产，若降低流压，必须加大泵挂深度，定向井有杆泵采油时，必须采取较好的扶正措施防止严重偏磨。但是抽油泵倾角（大于45°）不能够过大，无法解决杆、管偏磨问题，常规泵就会出现阀球启闭滞后现象，导致泵效下降^[55]。

接力抽油泵

接力抽油泵采取第一级抽油泵下在造斜点以上，第二级下在稳斜段以下，中间用加重杆连接实现举升，由于第二级抽油泵使用弹簧强制复位，使用过程中存在两方面问题：第一种弹簧疲劳寿命无法保证；第二种强制复位阀杆与孔之间结垢、杂质等易造成卡泵^[55]。

柔性金属泵（大斜度抽油泵）

柔性金属泵采油技术是针对大斜度井、水平井、出砂油井、深井等复杂井况研制开发的一项新技术。突破了抽油泵传统的柱塞结构，采用相互完全独立的多级密封单元结构柱塞，各级之间相互独立，并强开强闭，具有防气功能。柱塞密封单元与中心杆及杆柱之间处于游离状态，用于大斜度井及水平井采油时，杆柱的偏心力作用于导向块，由导向块承受偏磨，可有效消除井下泵密封单元的偏磨，适用泵挂位置井斜达到80°。2011年开始先后在长庆油田应用10余口井，下泵深度处最大井斜角60°^[55]。

长73纹层型页岩油工艺技术

长73纹层型页岩油工艺技术提出“优先砂层射孔，高黏液（230毫帕/秒以上）、适度排量（5~8立方米/分）连续泵注造缝高，低黏液（40毫帕/秒以下）大排量（8立方米/分以上）循环泵注造缝长”的压裂思路，解决了人工裂缝起裂困难的问题，提高了纵向改造程度；针对微纳米级孔喉发育、渗吸驱油效率低的问题，自主研发了高温高压可视化渗吸实验装置，揭示了高温高压下存在明显的低压区向高压区渗吸现象，随着渗吸压差不断增大，渗吸效率可提高到54.5%，在此基础上研发了新型纳米变黏滑溜水体系，见油返排率由5.3%下降到4.4%、见油周期缩短50%，较好满足了纳米级孔喉的补能和渗吸需求^[57]。

无杆泵采油技术是油田智能化建设的发展方向，具有平均泵效达74%，百米吨液耗电降低61%，减少机采设备维护、现场计量化验含水等工作量100%等特点，是一种集合采油技术、远程调控、参数优化、生产管理为一体的新型智慧油田采油模式^[56]，长庆油田应用智能无杆采油、在线三相计量、自产液智能清蜡、绿色低碳技术，探索形成大平台智能无杆采油技术，打造了华H60智能无杆采油示范平台^[58]。

华H60无杆采油示范平台

华H60无杆采油示范平台位于华池县，是国家级示范工程，采油先进的智能化无杆采油装置可以在距离地面4000米以下的页岩油层将原油开采，H60无杆采油示范平台在长庆油田投产页岩油水平井22口，日产油近200吨，占用土地仅5.5亩，较常规采油井场节约土地230多亩，成为创新页岩油开发模式的成功探索和实践示范^[15]。

华H1页岩油长水平井平台是为国家科技重大专项页岩油开发示范工程重点平台，共部署水平井31口，占地约45亩，该平台建设属于国家级重大科研专项，取得了亚洲“水平井平台最大、单井平均水平段最长、累计水平井段最多、有效控制储量最大、缝控动用储量最大”等五项历史性突破，预测产油能力较常规井增加超过10倍。打造了“隐形”采油航母。创造了水平井钻井最短周期7.75天等18项纪录，完成总进尺15万米，提速达42%。实现了效率和效益的最大化。是陇东页岩油勘探开发实现的又一次革命性跨越^[14]。

长庆油田油气集输工艺包括马玲、安塞、靖安、细缝和姬垣等五种模式。分别来说，马岭模式是在每个油井当中使用单管的形式进行封闭式的集输，而且在油气集输期间没有温度要求不需要加热。安塞模式是采用双管的形式运行，利用阀组、接转站串集油、单干管等技术，洗井注水期间灵活性较强。靖安模式主要是对布站的方式进行了调整，以达到优化油气集输的效果，并增加油井内部的压力，石油和油气是融合在一起进行集输的。西风模式利用现代的数字信息技术，通过无限功图计量的方式进行计算，并在集输过程中利用监控技术和数字技术，对其数据进行监控与收集。姬垣模式是采用分层的形式进行的，并利用注水预处理技术和无线宽带通信技术对油气集输状态进行准确把控^[59]。

长庆油田是一个由多个油气田组成的地域性油田^[8][2]，长庆油田公司则是中国石油天然气有限公司的地区性油田公司，总部位于陕西省西安市，主营鄂尔多斯盆地油气及伴生资源的勘探、开发、生产、储运和销售等业务^[60][61]。1970年成立长庆油田会战指挥部，1983年更名为长庆石油勘探局，1999年中国石油天然气集团公司将原长庆石油勘探局核心业务剥离，通过重组改制成立长庆石油勘探局和长庆油田公司。2008年按照中国石油集约化管理、专业化重组、一体化发展的要求，长庆油田公司与长庆石油勘探局整合，长庆石油勘探局钻井、井下等业务整建制划转川庆钻探公司^[60]。

截至2022年，长庆油田公司有15个机关部门、4个机关附属、11个机关直属机构、60个基层单位。公司党委隶属甘肃省委，1524个党支部，72个基层党委，175个党支书，共有2.8万在职党员，员工总量达6.8万人，从员工结构来看，技术人员占比10%，本科以下人员占比61%，35岁以上员工占比58%^[62]。

截至2020年，长庆油田通过古地貌油藏成藏、大型岩性油藏成藏、陆相页岩油成藏、上古生界致密砂岩气地质、天然气成藏等理论取得显著成绩，有效推动了长庆油田的发展^[16]。

古地貌油藏成藏理论，提出了“远源供烃、多级输导、地层构造圈闭、油藏立体分布”的新认识，突破高地、古河勘探禁区，坚持“上山下河、纵向拓展”的勘探思路，发现了多个侏罗系油藏群，其中就包括拉开鄂尔多斯盆地大规模石油勘探开发帷幕的马岭油田。依托这一理论，每年新增高效储量超5000万吨^[16]。

长庆油田创建延长组“满凹生油、大面积富砂、高压驱动、多层分布、整装聚集”的大型内陆坳陷湖盆大型岩性油藏成藏理论，发现了西峰、姬塬、华庆等大油田^[16]。

长庆油田创立“超富有机质供烃、微纳米孔喉共储、高强度持续富集、源储一体化分布”陆相页岩油成藏理论，落实延长组长7有利拗探范围2.5万平方千米，指导了储量10亿吨级的庆城大油田的发现，引领了中国非常规油气的勘探开发^[16]。

长庆油田创新“广覆式生烃、弥漫式充注、近源高效聚集、大面积连续分布”的上古生界致密砂岩气地质理论，探明了苏里格4.6万亿立方米大气田，落实了神木—米脂新的万亿立方米规模储量区，累计探明地质储量5.6万亿立方米^[16]。

长庆油田创新发展了“煤系烃源岩供气，不整合界面输导，风化壳储层聚集，岩溶古地貌控藏”与“相控储、源控藏”的天然气成藏理论，推动了盆地碳酸盐岩勘探领域不断拓展，累计发现地质储量1.05万亿立方米^[16]。

2008年，长庆油田经整合后，成立了长庆油田公司，长庆油田钻井、井下等业务整建制划转川庆钻探公司^[60][63]。截至2022年，长庆油田公司下辖3个科研单位，分别为勘探开发研究院、油气工业研究院、长庆工程设计有限公司（简称设计院）^[62]。

勘探开发研究院建于1978年，主要以解决油田勘探开发中存在的问题为目标，完成科研任务。1985年，共有职工518人，其中科技人员249人，高级职称81人，中级职称97人。固定资产原值821万元，占地78亩房屋建筑面积32628平方米，主要设备仪器34台（套）^[64]。

长庆石油勘探局于70年代建成输油管线三条，总长309千米。其中红惠线东起盐池县牛毛井村红井子站、西至惠安堡，长39千米，管径277毫米，年输油能力100万吨；马惠线东南起甘肃省马岭，北至惠安堡，长164千米，管径325毫米，年输油能力300万吨；惠宁线由惠安堡向西至中宁县石空，长106千米，管径377毫米，输油能力400万吨。原油输至石空后由铁路运至兰州、银川^[65]。

至2005年，长庆油田输油管道里程已突破1146千米，输油能力1405万吨^[66]。截至2020年，长庆油田建成了以靖惠、靖咸、庆咸、马惠外输主干线以及靖马、铁西、姬惠、西马、吴定等油区联络线构成的联通南北、调运灵活的闭合环状输油管网，运销能力3070万吨/年^[18][67]。

2003年，国家重点工程、西部开发的标志性项目——西气东输工程管道工程东段通气。长庆油田生产的天然气作为西气东输的“先锋气”，从西气输入第一气源地——长庆大气区的第一净化厂出发，直奔上海和华东地区，天然气输送系统，已建成靖边、榆林、苏里格等5大主力气田，共建成至鄂尔多斯、榆林和靖边系统各类输送管线13条、31248千米，年输气能力379亿立方米，就近交接能力172亿立方米，共计559亿立方米^[67]。截至2020年，长庆油田建成各类输气管线13条，建成了与450亿立方米产能相适应的储运系统。天然气管网区域相济、调运灵活、运行可靠，连同西气东输管线、陕京管网、靖西管网等，成为中国陆上天然气管网枢纽中心^[18]。

庆华公路，南起庆阳县庆城镇，沿柔远河向北延伸，经玄马、悦乐、温台，至华池县柔远镇，全长62千米。1951年10月对大道进行加工整修，以后逐年改修，1957年12月建成通车沥青路面，宽5米为东长庆油田区重要公路线^[19]。长庆油田油气生产区域点多面广，大多数井、站地处革命老区和经济欠发达乡镇。2002年至2020年期间，长庆油田已在油区内修建各种不同等级道路近7.4万千米^[20]。

铁路主要承担短距离、运量不大或不适宜修建管道的原油运输任务，长庆青海等油田也有一定数量的原油通过铁路外运^[21]，长庆油田所在的鄂尔多斯盆地铁路网主要为：南部铁路（上海庙—嘎鲁图—新街—红进塔—朔州）、南部矿区的太中银铁路；包神铁路、包西铁路、乌拉山—锡尼—嘎鲁图—靖边铁路、碱柜—棋盘井—上海庙—宁东铁路、呼和浩特—大饭铺—马栅铁路从东到西依次排列，构成“两横四纵”布局^[22]。

截至2021年，长庆油田原油储存系统，以咸阳、惠安堡、油房庄、西峰等储备库为代表，总罐容453万立方米，全油田储存天数为51天，可有力应对检修期间原油生产及运输单位生产受到的影响；天然气存储系统，已建成陕224储气库，库容10.4亿立方米^[67]。

1997年，长庆油田天然气经过860千米的陕京管道输送，在北京亚运村燃起熊熊火焰，长庆油田向首都北京供气成功^[10]。

2007年，长庆油田油气当量突破2000万吨，成为中国继大庆油田、胜利油田之后的第三大油气田^[10]。

2009年，长庆油田油气当量突破3000万吨，成为中国第二大油气田^[10]。

2013年，长庆油田油气当量突破5000万吨，如期建成“西部大庆”，成为中国第一大油气田^[10]。

2018年，长庆油田勘探发现储量10亿吨级的庆城大油田，标志着中国在非常规石油勘探领域取得重大突破^[10]。

2020年，长庆油田成为中国首个年产6000万吨级别的特大型油气田，开创了中国石油工业发展史上的新纪元^[10]。

2022年，长庆油田以年产突破6500万吨的硬核成绩，再次刷新中国纪录^[10]。

2024年9月3日，中国石油表示，长庆油田累计生产油气当量历史性突破10亿吨。^[24]