世界上与大庆同类的油田，稳产期最长12年，短的只有3~5年。

而大庆油田已经开发63年了，ta究竟还有多少油？

01

时间倒转七十年，一切才刚刚开始……

那时，新中国成立没多久，石油资源极为短缺，石油工业部甚至成为国民经济各部门中唯一没有完成“一五”计划的单位。

为了满足国家发展的需要，就必须在石油勘探上取得突破，找到新的大油田。

但按照当时学术界的主流观点来看，在中国找到大油田的概率很低。

国际地质学界普遍认为，只有海相沉积地层才能生成油气。

因为在当时，世界上95%以上的油气田都是在海相地层中发现。

简单来说就是：石油的生成和油气藏的形成都是在史前的海洋中进行的。

而中国地质构造以陆相沉积盆地为主体，不少西方学者认为，这不具备生油条件，并提出了“中国贫油论”的观点。

实际上，早在1914年，美国美孚石油公司就曾派地质调查团队来到中国，在多个省份进行勘探，并陆续打了7口探井，但发现全部没有开采价值。

但我国老一辈石油地质学家并没有局限于“海相生油”理论，结合多年勘探经验，大胆地提出了独创性的“陆相生油”理论，即在史前的湖泊、河流等淡水环境中也是可以生成石油的。

“陆相生油”理论的提出，为在中国陆相盆地中找到大量石油提供了依据。

1959年9月26日，在地质学家和勘探、钻井人员的鼎力配合之下，黑龙江肇州县西北处的松辽盆地第3号勘探井——松基3井喷出了有工业价值的油流。

但一口井出油不等于一个构造出油，几个构造出油不等于连片有油，一时高产不等于能够长期高产。

此后随着松基3井以北萨尔图、喇嘛甸、杏树岗三个大构造最高点的探井获得高产油流，油田形势发生了巨大变化。

三个探区的钻探结果，将一个整装的特大型陆相沉积砂岩油田的轮廓勾勒出来，令人振奋地显示出800平方公里含油区，初步估算石油地质储量20亿吨左右。

至此，一个世界级大油田展现在人们面前。

随后，4万多参战职工，50多部钻机，5万多吨钢材设备，迅速在大庆萨尔图（蒙语，意为“月亮升起的地方”）地区的草原上集结。

一场气壮山河的夺油会战即将打响！

02

大油田摆在面前，但如何才能开发好这个大油田？

实际上，大庆油田发现之前，我国比较重要的油气基地的建设模式，基本是按照苏联模式建设的。

大庆油田发现后，苏联专家陆续撤离中国，我们必须抛开“洋拐棍”独立自主地开发建设油田。

1960年4月24日，会战指挥部召开扩大会议，决定在萨尔图油田中部开辟试验区，以便取得整套的油田开发数据，为大规模开采创造条件，积累经验。

在油田尚未探明的情况下就进行开采试验，在世界油田开发史上尚属首例。

开发初期，我国的开采技术非常落后，开采经验严重不足。

由此，大庆油田召开首次五级三结合技术座谈会，要求取准取全各项资料数据，进行技术革新和技术革命。

此后，全战区技术干部与富有实际经验的职工一起“猛攻”试验区，把油田开发工作向地下油层延伸。

这一会议后来也成为大庆油田每年一个极其重要的会议，虽然一些时期会议有所间断，但技术“座谈”从未停止。

随着会战的开展，位于高寒地区大庆油田的原油如何集输成为一道难题。

大庆生产的原油有“三高”，高含蜡、高凝固点、高粘度。正因为有这三高特性，才会有1960年5月底为装填第一列外运原油列车，五面红旗之一的薛国邦，跳进油池用蒸汽加热原油的故事。

这给会战初期原油集输设计带来了极大的挑战。

当时技术人员请教途经大庆回国的苏联专家，答案是只能采用苏联的“巴洛宁”集输流程。“巴洛宁”流程是蒸汽管伴热传输，但国家正值困难时期，根本搞不起耗资巨大的“巴洛宁”流程。

“洋拐棍”拄不了，自己干。

科技人员提出了沿着成排采油井铺设一条管线，采取“挂灯笼”的方式把油井串联起来，让地层出来的油气水都走这个通道。1960年5月的技术座谈会上，肯定了这个方案并展开试验。

经过六个多月的试验，解决了管道总传热系数、回压、计量等诸多难题，萨尔图流程逐步成熟，并全面推广。

解决了原油集输的困难，新的问题随之而来。

一般来说，原油的粘稠度越小、地层压力越大，油就越容易被采出。

但大庆油田却存在原油粘稠度较高、地层压力小的特点，所以如果采用传统的自喷开采方式，地层压力下降会很快，导致大量原油难以被采出。

为了保持压力采油，大庆油田选择借鉴国外经验进行早期注水。

但注水采油也并不简单，这实际上是二次采油的一种重要方式，通过向油层注入水，给油层补充能量开采石油。

而一般来说，油田要到开采后期才注水，否则容易提早出现“水窜”现象，降低原油采出率。

大庆油田尝试注水半年后，的确发现“水窜”现象严重，为解决这一问题，油田决定实行分层注水的方案，但实施这一方案的关键是得有一套得心应手的“封隔器”。

尽管封隔器并不新鲜，但国外生产的封隔器并不适用于萨尔图试验区的注水需要。

大庆油田必须要自主研发一种能够在同一口井中，下多级、分层段、密封好的封隔器，这样才能实现想注哪层就注哪层，想注多少就注多少的注水新工艺。

最终，经过1000多次试验，终于在1962年年底生产出适合大庆油田的封隔器。

随后又经过多次改进，多级封隔器级数达到8级，被俗称为“糖葫芦”封隔器的多级封隔器，满足了油田不同油层注水需求，为油田分层注水提供了关键的技术支撑。

以此为标志，大庆油田的采油工艺技术，攀上了一个新的高峰。

而试验区内先后开展的10项科学技术试验，对油田的大规模开发起到了关键性的指导作用，试验区取得的14项科技攻关成果，也加快了油田上产速度。

仅用3年时间，大庆石油人就探明了面积达860平方千米的特大油田，建成年产原油500万吨的生产能力，累计生产原油1166.2万吨，占同期全国原油产量的51.3%。

1963年二届全国人大四次会议上，周恩来总理在庄严宣布：“我国需要的石油，现在可以基本自给了。”

新中国一举甩掉了“贫油”的帽子！

1963年底，大庆油田结束试验性开发，进入全面开发建设阶段。

凭借自主研发的分层注水技术，大庆油田原油产量以每年递增28%的速度快速上产，并于1976年攀上5000万吨高峰，跨入世界特大型油田的行列，开创了中国石油工业发展的新纪元。

油田勘探开发成果也与“两弹一星”共同载入我国科技发展史册。

03

1976年6月，中共大庆第二次代表大会上，大庆油田确定了“高产上五千(万吨)，稳产十年”的目标。

但在油田登上产量高峰时，一些最早投入开发的区块已表现出由于开采年限较长，油井含水较高的现象，用分层开采技术继续实现稳产已很困难。

而且含水升高以后，油井举升消耗的压力大大增加，继续维持自喷开采也十分困难。

根据当时的预测，全油田保持年产5000万吨只有5年时间是较有把握的，如不采取新的措施,从80年代开始产量将逐步下降。

油田稳产的主要措施必须改变，但这是世界级的难题，没有可以参照的成型经验。

从哪去找出路？

此时，科研工作者们将目光转向了尚未被利用的天赋较差的油层。

如果能对一些薄、差油层进行改造，也能让产量达到一定水平。

此后，油田进行了系统攻关，开展了6方面58个专题的研究，经过10年努力取得了显著成果。

曾经一度被国内外公认为没有开采价值、甚至是开采禁区的“边角废料”表外储层，在大庆油田科技人员的手中上演了奇迹。

“大庆油田长期高产稳产的注水开发技术”突破了低贫油层开采禁区。

不仅使那些已计算储量的，中低渗透率油层大大改善了开发效果，而且使过去不具备开发条件未计算储量的油层也可以开采。

因而使大庆油田的地质储量和可采储量都增长了60%，相当于为大庆新添了一个地质储量7.4亿吨的大油田，并助力大庆油田成功实现了第一个5000万吨原油稳产10年的目标！

1986年5月15日，在全国科学技术进步奖励大会上，《大庆油田长期高产稳产注水开发技术》被授予国家级科技进步奖特等奖，比肩载人航天工程。

04

时间来到1990年，连续15年保持年产5000万吨以上的大庆油田，不可避免地迎来了高含水期。此时，它的综合含水率已高达78.96%。

“八五”期间（1991-1995），大庆油田要继续保持年产原油5500万吨，如果沿用原来的办法，油田综合含水率将由78.96%上升到86.36%，同期年产液量也将由2.61亿吨猛增到4.23亿吨。

这将大幅度增加工程量和投资额，使开发效益明显降低，并将给“九五”油田稳产带来极为不利的影响。

针对开发对象变差、含水升高、单井产能低等主要问题，科研人员开展了新的研究，得出了不同区块、不同井网、不同井点的地下油层在注水开发过程中，始终存在着不均衡性的结论。

根据这一特点，采用老井转抽、新井压裂、打加密井、堵水等技术措施，探索出了一套符合油田实际的开采技术，这就是作为确保油田持续高产、稳产重大战略方针的“稳油控水”系统工程。

这一模式使得20cm以上薄差油层的开采形成了综合配套技术，并具有规模化生产能力，为当今世界首创。

1996年，“大庆油田高含水期‘稳油控水’系统工程” 让大庆油田再次上演奇迹，5年累计比规划多产油610.80万吨，增效150亿元，其中科技贡献率达到48%，也让第二个年产5000万吨稳产10年的目标变成了现实。

这一系统工程在1996年被评为国家科技进步奖特等奖，这也是大庆油田第二次荣获该荣誉。

此后，该工程的总体思路、基本方法和关键技术，也在我国各主要油田得到普遍推广。

然而，一切并没有由此变得容易，更大的挑战正慢慢逼近。

05

随着大庆油田进人高含水后期开发阶段，按当时的资源和技术，产量每年将递减200万吨以上，到2009年将下降到3000万吨以下。

为了满足国家对能源的需求，1996年大庆油田适时提出，到2009年即大庆油田发现50周年之际，保持4000万吨以上高产稳产的新一轮目标。

但是面对油气资源接替不足、产量递减大、储采严重失衡、地面系统投资和能耗剧增等重大难题。

如何才能有效减缓产量递减？

如何在天赋较差的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得新的重大油气发现，实现资源的有序接替？

面对太多的问号，大庆油田的科技人员依旧选择通过科技创新去解决。

大庆油田组织了3000多人的研发团队，进行研究、试验、推广一体化科技攻关。

经过10多年的不懈努力，2010年，“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”站上世界采油技术制高点，实现了一系列重大技术突破，而且形成了核心主导技术。

不仅自主研发了0.2米单砂层级剩余油多维定量表征技术，创新形成了精细高效挖潜技术系列，有效控制了水驱产量递减，累计多产油2681万吨。

而且首次建立了聚合物弹性驱油理论，这是一种三次采油技术，即通过用化学的物质来改善油、气、水及岩石相互之间的性能，开采出更多的石油。

同时，形成了新一代降本增效地面工程技术体系。

应用该技术期间，大庆油田累计增油5774万吨，主体油田采收率突破50％，比国内外同类油田高10至15个百分点，并带动了我国石油开采、化工、机械制造等行业领域的技术进步。

2010年，该项目获国家科技进步奖特等奖。

06

时光流逝，大庆油田进入特高含水开发阶段。

“三大矛盾”进一步加剧，剩余油分布更加零散，成本刚性增加，开发对象及措施效果日益变差，进一步提高采收率迫在眉睫。

针对这些问题，如今的大庆油田仍在持续攻关，已经形成了以水驱控水提效、聚驱提质提效、复合驱降本增效、难采储量有效动用为核心的特高含水油田开发技术系列。

一方面，大庆油田建立了聚合物驱和三元复合驱两套三次采油技术系列，同时将分层注水技术升级到第四代技术系列。

目前，大庆油田三次采油技术保持世界领先水平，建成了全球规模最大的三次采油生产基地，三次采油实现连续21年千万吨以上稳产。

去年11月，国际标准化组织石油和天然气工业技术委员会提高采收率分委会“落户”大庆油田，将由大庆油田牵头编制全球范围内提高采收率技术国际标准规划。

同时，按照“应用一代、研发一代、储备一代”的思路，大庆油田早在2003年就已经开始进行新型驱油体系研究，也可以称之为四次采油技术，例如微生物采油技术等。2005年以来，已经针对四次采油进行了不下5000次实验。

综合多次研究结果看，目前四次采油已可在三次采油基础上平均提高采收率8个百分点，还将向着更高目标前进。

事实上，油田三次采油后，仍有超40%的油未被开采出来。由于储量大，大庆油田采收率每提高1个百分点，就相当于找到了一个玉门油田。

2023年1月底，大庆油田也启动了首个纳米调驱先导试验，预计增产原油约32万吨，有望为大庆油田裂缝性油藏剩余储量的有效动用探索出一条新路。

另一方面，随着页岩油气勘探开发技术的进步，2021年大庆油田又依靠自主创新发现了预测地质储量12.68亿吨页岩油，这相当于在“大庆底下又找到一个新大庆”！

此外，早在1998年，大庆就走出去开启了海外的“二次创业”。2019年，大庆油田国际业务收入就已经达到123亿元。今年1月，大庆油田海外市场收入同比增长81.6%，海外市场签约额同比增长41.41%。

近年来，大庆油田也逐步开始探索新能源领域。不仅建设光伏项目、风光储一体化项目，而且最近还与绥化市签署了新能源开发战略合作协议。

如今的大庆，可谓“老当益壮”。

大庆油田，到底还有多少油？

2022年，大庆油田原油产量3003万吨，占中国原油产量的约15%，依然担当着中国石油原油“压舱石”的角色。

根据大庆油田百年油田阶段目标，预计到大庆油田100年（2059年）时，年油气当量将达4000万吨以上水平。届时，海外产量将占据半壁江山。

回首大庆油田六十余年的开发历程，从自力更生寻找大油田到自主创新开发大油田，从过去的“一油独大”变成“油气并举”，从传统能源向新能源领域迈进，从国内走向国外，大庆油田的历史，是一部石油人不断创新的历史，是一部科技不断“超越”的历史。

或许有一天资源会枯竭，但枯竭并不等于终结……

文中图片源自：大庆油田官微等