问题——作为我国重要油气生产基地之一，长庆油田长期受低渗、低压、低丰度油气藏制约，开发效率不高、成本压力较大。进入开发中后期后，资源品质下降、储量接替矛盾加剧，老井递减与稳产保供之间的矛盾更加突出。此外，我国能源供需结构仍转型关键期，天然气保供、非常规资源接替以及绿色低碳要求，对油气田提出更高标准。 原因——长庆油田所在区域地质条件复杂，储层致密化特征明显，单井产量与自然递减规律与常规油气田差异较大，决定了必须依靠精细勘探认识与工程技术进步打开局面。近年来，能源安全与稳增长需求叠加，推动油田将“增储上产、提质增效、绿色发展”作为一体化目标：一上资源端寻找新的规模接替区；另一上在开发端提高采收率、降低递减率，并以非常规资源形成长期增量支撑。 影响——勘探开发一体推进的直接变化，是资源底盘深入夯实。据介绍，通过持续勘探和认识深化，油田形成五个十亿吨规模含油区和五个万亿方整装含气区，为产量持续提升提供更可靠的储量支撑。在开发端，围绕低渗透油藏提采，油田开展系统试验并推进重点工程建设，同时加强老井精细管理，使气田综合递减率降至19.5%，天然气年产能力稳定在500亿立方米。产量长期稳定，对保障民生用能、支撑工业运行、增强能源供应韧性具有基础性意义，也为我国在国际能源市场波动背景下提升自主保障能力提供支撑。 对策——破解“三低”难题，关键在技术与管理协同发力。其一，强化科技攻关与地质工程融合，围绕页岩油、致密气、深层煤岩气等重点领域持续突破，在既有成果基础上滚动评价、加快转化，以规模储量带动规模产能。其二，聚焦提高采收率与稳产增效，推进低渗透油藏提采技术体系应用，实施靖安、姬塬等重点工程，稳定主力产区基本盘。其三，加快非常规油气开发，培育新的增量来源。油田建成国内规模较大的页岩油生产基地，产量持续增长并于2025年创下新高；苏里格气田实现致密气规模效益开发；煤岩气探索“无砂”压裂等工艺路径，为效益开发提供新选项。其四，统筹资源开发与生态保护，主动封停油气水井1.4万余口，在生态敏感区实施资源让渡，明确开发边界与生态红线的约束关系。其五，推动能源结构协同，建设光伏发电站并形成一定装机规模与发电量，探索“油气+新能源”互补，提升用能清洁化水平与综合能源供给能力。 前景——从趋势看，我国油气增储上产仍将以非常规作为重要接替方向，开发对象更复杂、成本控制更具挑战，对技术迭代速度与组织协同效率提出更高要求。长庆油田五年累计生产油气当量超过3亿吨、连续多年保持高位稳产，表明以勘探认识突破带动资源接续、以工程技术突破带动效益开发的路径具有可持续性。下一阶段，随着非常规开发深入与老区精细挖潜并重，油田有望在保持供给稳定的同时，增强单位能耗与碳排放管控水平；新能源协同也将从“点上示范”向“系统优化”延伸，推动多能互补从规模扩张转向质量提升。在保障能源安全主线下，稳产与降碳、增量与提效将成为并行课题。
作为我国能源版图中的重要支撑，长庆油田的探索说明了科技创新对高质量发展的带动作用。从突破“三低”难题到推进多能互补，从追求产量规模到强调质量效益，这个路径既守住能源安全底线，也展示了传统能源企业转型升级的空间。面向未来，在“双碳”目标约束下如何实现传统能源与新能源协同发展，长庆油田的做法仍值得持续关注与借鉴。