●本报记者 赵津萱 王炜
　　盛夏的鄂尔多斯盆地，抽油机昼夜起落，数万口油气井昼夜不息，托举着中国最大油气田的日常运行。今年上半年，长庆油田油气产量当量完成年度计划的51.54%，自发绿电达3.44亿千瓦时，不断增强能源保供的韧性和活力，为完成全年生产任务奠定基础。与此同时，长庆油田获评集团公司2025年度业绩考核同类单位A级第一名，经营业绩稳居上游第一方阵，为“十五五”开局起步积蓄强劲动能。
　　站位越高，考题越难。长庆油田开发的油藏普遍具有“低渗、低压、低丰度”特征。随着开发深入，资源开发逐步转向低品位、非常规领域，数万口油气井陆续进入开发中后期，庞大的井网、站场和管线既是规模优势，也带来持续增长的操作成本压力。
　　当规模红利逐渐收窄，效益从哪里来？
　　传统的“铺摊子、上规模”老路已难以为继，如何在高起点上算赢效益账、破局可持续、实现高质量，成为长庆油田的当务之急。
　　看 清 风 险从“论产量”到“算总账”
　　进入6月，长庆油田生产一线接连传来捷报：苏里格气田苏中区块一口直井经压裂改造后，获得120.93万立方米日产气量；镇原油田措施增油率先突破万吨，较去年同期提前15天刷新老区稳产增效纪录。
　　一油一气，双向突破，增长不再简单依赖新增井位和投入，更多来自对存量资源价值的重新发现。
　　“我们绝不能把提质增效简单理解为省钱和过紧日子。”长庆油田领导层明确指出，提质增效早已跳出单一降本增收的传统范畴，发展为一项贯穿全产业链、供应链、价值链的系统性工程。
　　变革首先发生在对存量资源价值的重新判断上。
　　经过半个多世纪开发，长庆油田拥有庞大的井网和地面系统，数万口油气井陆续进入“中老年”。过去，井口还有油气流出，便是继续投入的理由；现在，剩余潜力、措施有效期、运行能耗和维护成本必须被纳入同一个“算盘”综合衡量。有潜力的井，通过精细管理延长经济寿命；长期低效的井，则审慎压减无效投入。上半年，气田万余口老井生产天然气超250亿立方米，递减率同比下降0.2%——这一微小变化，在庞大规模的基数下，意味着更大的效益留存。
　　递减率，由此成为一项关键的经营指标。数据表明，油田自然递减率每降低1个百分点，可增加已开发储量（PD）1438万吨，减少折旧折耗17.8亿元。这倒逼开发部门清醒认识到：稳产的质量，最终体现在储量是否有效、资产是否高效、投入能否形成持续回报。
　　在这一逻辑下，措施决策机制随之改变。长庆油田按照“成熟推广类70%、完善提升类20%、攻关试验类10%”的比例，对措施项目实行严格的效益排队。上半年，低成本解堵工作量占比达20.5%，当年产投比保持在2.3以上。产量、储量和效益，被置于同一套开发思路中统筹衡量，稳产的内涵由单纯的产量规模，延伸至储量质量、资产效率和经营效益。
　　源 头 降 本把效益设计在开工之前
　　8月4日，在华H-X压裂现场，材料管理员古晗用手持终端扫描石英砂吨包上的电子标签，“三码合一”的信息流瞬间打通了生产、仓储、运输与签收的全链条。“以前靠人盯，心里没底；现在每批砂都有‘身份证’，质量追溯一键直达。”截至7月中旬，这一自主研发的监管平台已累计跟踪管控运输车辆1200余车次，入库超5万吨，让低成本材料真正用得可靠。
　　在采油九厂新193空气驱试验区，另一笔全生命周期账也在被重新计算。
　　“过去，管柱半年到一年就得换一次，部分区块套损率甚至超过50%，大量人力物力耗在抢修上。”7月3日，采油九厂新193空气驱试验区现场，油气工艺研究院现场技术负责人李楷指着一根刚起出的不锈钢内衬管柱感慨道。这根在井下服役一年的管柱，腐蚀速率仅为0.0023毫米/年，是传统碳钢管材的千分之一。
　　这一突破，宣告困扰长庆油田多年的“管柱短命”难题被攻克。攻关团队摒弃了传统的“维修补漏”思路，转而通过“材质防腐”技术路线，从源头上解决了管柱寿命问题。看似增加了初期材料成本，实则减去了频繁修井的作业成本和停产损失，助力实现了全生命周期的“本质降本”。
　　油气开发项目投资大、周期长，前期方案直接影响后续建设和运行成本。井身结构增加一个层级，就意味着增加套管、材料和施工环节；地面设施规模偏大，可能导致长期闲置；技术路线选择不当，更会抬高后期运维费用。因此，源头方案的经济性，成为提质增效的关键一环。
　　更多源头降本实践，正在油气开发各环节展开：
　　——钻井做“减法”：致密气领域规模应用小井眼技术约4000口，单井节约投资27万元。
　　——材料做“替代”：持续推进石英砂替代陶粒，累计应用163.3万吨，节约费用14.7亿元。
　　——工艺做“加法”：压驱渗转方式技术帮助低产水平井年产油从13万吨跃升至37万吨，单井费用控降10%～20%。
　　“技术不是越复杂越好，投入也不是越多越好。有效、适用、经济，才是评价技术的共同尺度。”发展计划部负责人表示，上半年实现投资控降5.50亿元，达到全年目标的41.6%。
　　协 同 创 效提质增效没有“局外人”
　　“一口井的效益，不只取决于地下。”财务部负责人坦言。随着提质增效进入深水区，单靠某一个部门、某一项费用的压降，释放的空间已越来越有限。一个环节单独最优，并不等于系统最优。
　　电费管控就是一笔多专业共同参与的账。
　　今年上半年，长庆油田用电量同比增长5.36%，电费支出却同比下降5.09%，实现了“量增费减”。围绕购电、电网运行和生产组织3个环节，长庆油田统筹挖掘降本空间：在购电端，针对陕、甘、宁、内蒙古4省（区）不同电力市场实行差异化交易，综合到户电价同比下降约0.015元/千瓦时；在电网端，通过退出空载主变、优化线路运行方式降低网损；在生产端，根据峰谷电价调整油井间开、注水和取水时间。
　　运输费用的压降，同样需要生产与运输两端共同发力。长庆油田加快拉油点治理，上半年消减拉油点159座，减少拉油液量4165立方米/日；依托交通运输共享平台动态调配车辆，减少空驶、等停和运力闲置。生产流程少一个拉油点，运输环节便少一份长期支出。
　　从生产流程再造，到资源统筹共享，越来越多的降本空间从专业边界之间被挖掘出来。在采气四厂，气田开发推广“以效定价”，根据增产气量和措施效果结算，部分作业不成功不结算；在机械制造总厂，设备管理由“坏了再修”向预防性维护转变，通过自主运维、国产化替代和废旧设备利用压减费用；在采油八厂，“大监控模式”接入油水井5104口、管线4666公里，预警处置闭环率提升至97%，实物劳动生产率提高17吨/人。
　　提质增效不再是财务部门的“独角戏”。如今，业务部门、基层单位从源头控制成本，财务部门跟踪价值实现，生产、技术、投资、人力等专业共同算账。每项投资能否形成产能、每笔支出能否创造效益，成为跨部门、单位协同的共同标尺。
　　提质增效，重在落实、贵在见效。随着“五聚焦五提升”三年滚动方案深入实施，“要我提质”正在变为“我要提质”。2025年，长庆油田实现提质增效51.8亿元，完成年度目标的143.1%；2026年，目标进一步提高到60.75亿元，降本增效的重点也由一般费用压降，进一步向折旧折耗、主干成本要素和投资支出等领域延伸。
　　黄土塬上，抽油机依旧起落，钻机持续向深层进尺。6000万吨之上的“精打细算”，算的不是一时之账，而是资源可接续、效益可持续、发展可长久的长远之账。在存量里找增量，在“减法”中做“加法”。长庆油田正在把规模优势转化为质量效益优势，为6000万吨级油气田稳产发展积蓄更持久的力量。