中国石油之为人熟知，通常因为其“大”：资产总额2.62万亿元，营业收入1.73万亿元，上交税费3182亿元，盈利1676亿元……都堪称国内“巨无霸”。

　　外人并不熟知的是，这些在他们看来最具震慑力的东西，中国石油人自己却不太看重。作为当之无愧的国有企业“旗舰”，他们讲的更多的是责任、贡献。

　　责任：中国石油人常讲“社会责任、政治责任、经济责任”三统一，而以主营业务——油气勘探开发保障国家能源安全，是“三位一体”中首要一条。

　　贡献：2010年，中国石油天然气集团公司国内外油气当量产量突破2亿吨，其中，国内油气当量产量1.63亿吨，油、气产量分别占全国的60%、70%以上。说它在国家能源安全大局中分量举足轻重，肯定不为过。

　　外人更不知晓的是，要保障这60%、70%，到底有多难？

　　大庆：“灭顶之灾”下的重生

　　对于油田而言，90%的含水量，就是淹脖子；95%的含水量，就是淹鼻子；98%以上，就是灭顶之灾。

　　担当中国石油“保六”、“保七”主力军作用的国内第一、第二大油田——大庆油田、长庆油田，在勘探开发难度上，恰恰也扮演了主角。

　　大庆之难，难在非均质、特低渗透和高含水：分100多个层，渗透率相差5000—10000倍，非均质程度为世界之最。像这样典型的特大型非均质砂岩油田，进入高含水期开发后，产量的自然递减在世界石油史上几乎是“铁的定律”。

　　然而，大庆人独创出一套稳油控水技术系列，包括以早期注水开发为基础的自喷分层开采技术，以层系调整为基础的机械采油技术，以井网调整为基础的综合挖潜技术及薄差油层开采技术等，靠这些技术，有效控制含水上升，减缓产量递减，使得以大庆为代表的老油田水驱采收率高达45%以上，可采储量从60年代初的10多亿吨增加到1995年的21亿吨；1995年后，又在聚合物驱三次采油技术上取得突破，可采储量再增10亿吨，一个大庆变成了3个大庆。

　　“大庆油田长期高产稳产的注水开发技术”1985年获国家科技进步特等奖；“高含水期稳油控水系统工程”1996年获国家科技进步特等奖；今年1月14日，“大庆油田高含水后期4000万吨以上持续稳产高效勘探开发技术”又获国家科技进步特等奖。同一家企业，不到30年间三获这一殊荣，举世无双。

　　在所谓“高含水后期”，每采出一吨“油”（实为油水混合液），就有95%—98%是水；用“新时期铁人”王启民的话讲，“对于油田而言，90%的含水量，就是淹脖子；95%的含水量，就是淹鼻子；98%以上，就是灭顶之灾。”

　　“灭顶之灾”当前，剩余油高度分散，有效减缓产量递减比登天还难；化学驱如何在中低渗透油层中大幅度提高采收率、获得规模产量；松辽盆地成熟勘探区能否再获新的重大油气发现，实现资源有序接替；每年将达到10亿立方米多样化的注采液如何安全、有效运行，保护好自然环境……中国石油人面临的难题都是世界级的。

　　1996年开始，大庆油田组织3000多人参加的“高科技会战”，仅“十一五”期间就累计投入科技经费70多亿元，研究、试验和推广一体化研发团队经十多年持续攻关，取得四大技术创新成果。“大庆油田高含水后期4000万吨以上持续稳产高效勘探开发技术”的推广应用，累计产油6.8亿吨，增油5774万吨，主体油田采收率达到惊人的50%以上，比国内外同类油田高10到15个百分点，同时极大地带动石油开采、化工和机械制造相关产业技术进步，获直接经济效益1279亿元，综合经济和社会效益难以估量。

　　大庆油田的4000万吨还能稳产多久？

　　面对这一世人瞩目、国际同行关注的问题，中国石油人现在有新的技术底蕴——优化聚合物驱，以及不同于传统水驱的精细水驱。目前，大庆油田已开辟1个水驱综合治理示范厂和12个示范区，其中6个示范区实现“产量不递减，含水不上升”，产量规模达到200多万吨，占到水驱总产量的9%。凭靠新一代核心主导技术，有信心实现4000万吨稳产“高效益、可持续、有保障”。

　　成果亮点

　　“大庆油田高含水后期4000万吨以上持续稳产高效勘探开发技术”取得了四大创新成果：

　　自主研发高度分散剩余油定量描述与精细采油配套技术，实现储层精细描述、剩余油定量识别和精细高效挖潜，达到国际领先水平。

　　首创聚合物粘弹性驱油理论及聚合物驱高效开发技术，在国内外首次揭示聚合物驱可以提高驱油效率的机理，创新聚合物粘弹性驱油理论，引领世界三次采油技术发展，建成世界上最大的三次采油生产基地。

　　首次揭示大型陆相坳陷盆地负向构造带的油气分布规律，创新薄砂体精细找油技术，突破构造高部位找油的传统认识，实现勘探思路从正向构造带向负向构造带的转变，迎来老探区石油储量增长的新高峰。1996年以来，在油田外围负向构造带落实20亿吨可探明资源量，找到18个大、中型油田。

　　创新并实施超大容量多样化注采液处理利用配套技术，实现特大型油田安全、清洁、高效运行，“三废”治理全部达标，保护了国家大型湿地生态环境。

　　长庆：“磨刀石”上“闹革命”

　　国际上把渗透率小于50毫达西的油田称为低渗透油田，而长庆油田70%的储层渗透率小于1毫达西，被称为几乎没有孔隙的“磨刀石”。

　　长庆之难，难在“三低”——低渗透、低压、低产，尤其是低渗透，堪称世界之最。

　　低到什么程度？以国际通用反映渗透率的基本单位“毫达西”来计，国际上把渗透率小于50毫达西的油田称为低渗透油田，而长庆油田70%的储层渗透率小于1毫达西。如此低渗透率的储油层，被称为几乎没有孔隙的“磨刀石”。上世纪80年代末，美国权威能源咨询机构在长庆安塞油田考察后得出结论：这是典型的“边际油田”，没有开发价值。

　　作为世界著名的“三低”油田，长庆油田从1970年开发以来，一直面临“井井有油，井井不流”的尴尬局面。至90年代初期，油气产量长期在140万吨左右徘徊。其实，其所在的鄂尔多斯盆地拥有石油总资源量85.88亿吨，天然气总资源量10.7万亿立方米，油气资源并不缺，最大问题就是怎样把它们从“磨刀石”里“挤”出来。

　　挑战低渗透的核心技术是“压裂”。它是在钻到油层后，通过技术手段把致密油层压出缝隙，再用特殊物质把缝隙支撑起来，形成人造通道，使石油能够流出来。如今，长庆对付低渗透的压裂技术已达到世界领先水平。

　　压裂技术进步使长庆的超低渗透油藏在2000年以后得到大规模开发，1—3毫达西油层，甚至1毫达西以下油层，这些别人看来根本不能开发的资源都被开发出来，原油产量迅速实现由百万吨向千万吨跨越。

　　低渗透难题解决了，“低压”又成为阻碍长庆上产的第二道拦路虎。虽然压裂技术让油流了出来，但是地下压力下降得很快，往往一口井投产初期能日产3吨，两个月后就下降到1吨，产量直线下行。

　　中国石油人又独创出“超前注水”技术，即在采油之前先往地下注水，增加地层压力。

　　压裂和超前注水，两大创新技术让长庆终于跨过了“低渗透”和“低压”两大传统认知无法逾越的障碍，一举解决了稳产难题。

　　而跨越“三低”中的低产难关，靠技术，更靠技术支撑着的管理。

　　以低产著称的长庆油田，油井单井日产量平均仅为2吨，气井单井日产量不到2.5万立方米。而在业界，单井日产量低于4吨的油井即属“鸡肋”，很难带来经济效益。难怪在长庆苏里格气田开发中，当初招投标进入的某国际著名石油公司，就因为单井产量低，至今都没有正式投产。

　　长庆油田公司总经理冉新权说，既然低产是客观现实无法改变，那么我们就打破传统思维定势中认为是金科玉律的生产组织流程，看能不能按照2吨的日产量倒推，控制好我们的成本。

　　束缚一旦除去，生产组织方式随之逐渐优化。比如，长庆自主研发了国内首台全数字“橇装增压集成装置”，取代了传统的占地两三千平方米、至少需10人值守的增压站。新装置占地仅100多平方米，通过远程控制实现无人值守，不仅节省大量人工费，而且建设成本降低20%，工期缩短80%。更关键的是，它还可以移动，一口井采完了，还可以移到下一口井继续使用，大大提高了效率。又如，“让数字说话、听数字指挥”的老油区数字化改造，不仅减少了用人，还真正把石油工人从传统的重体力劳动中解放出来，让过去典型的蓝领工人一下子变成白领。目前，长庆所有新建油气田全部实现了数字化，老井区也将在1到2年内完成数字化改造。仅此一项，使长庆油田年产量增长了3倍，而员工人数一直保持在7万人不变。

　　目前，长庆油田的原油操作成本达到9.01美元／桶，比中国石油平均水平低2.28美元／桶；天然气操作成本2.6美元／立方米，比中国石油平均水平低1.16美元／立方米。