长庆油田在致密油开发中，采用“水平井+体积压裂+吞吐注采”的技术创新“独门绝技”，破解了致密油有油难流的开发难题。截至12月23日，长庆油田仅在姬塬地区就已投产致密油油井500多口，日产量近800吨。
长庆油田致密油从勘探到规模开发，已走过了5年时间。几年来，在国际上尚无致密油成功开发先例的情况下，长庆油田坚持勘探开发一体化理念不动摇，按照集团公司“非常规管理、非常规理念、非常规技术”的致密油开发总要求，坚持创新驱动不歇脚，先后形成了长水平段体积压裂准自然能量开发、水力喷砂环空加砂体积压裂、大通径桥塞+可溶球分段多簇压裂、EM30滑溜水压裂液体系4项关键技术，以及致密储层地震识别及含油性分析、丛式三维水平井钻井、长水平段水平井固井和“三品质”致密油测井评价等配套技术，推动了致密油“资源向储量、储量向产量、产量向效益”的重大转变，为经济有效开发致密油提供了强力支撑。
长庆油田通过建立致密油开发试验区，仅在优化井位部署上，就先后选用了6套井网的布井方式进行连锁式试验，共打定向井200多口。让长庆人失望的是，由于致密油是夹在或紧邻优质生油层系的致密储层中、没有经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，与以往开发的特低渗和超低渗油藏相比，其成藏机理更复杂、孔喉更细微、储层物性更差、填隙物含量更高，开采难度可想而知。在定向井采油单井日产油不太理想的情况下，2012年开始，长庆油田科研人员通过“水平井+体积压裂”打井开发试验，将单井初期日产提高到了10吨以上。目前，长庆油田在新安边地区已打水平井198口。
令长庆人头痛的是，大强度的体积压裂一方面丰富了油层的裂缝发育，打开了原油采出通道，另一方面也加剧了水平井水淹现象的发生。针对此类问题，技术人员在 “水平井+体积压裂”的基础上，调整开发技术政策，实施准自然能量井网开发，即建设过程中不部署注水井，通过加大前期改造强度和入地液量初期补充地层能量，待地层能量不足、产量下降后利用“吞吐注采”补充地层能量，提高油井产量。
所谓“吞吐注采”，即在油井上，利用水和原油两种介质在渗透性、亲水性等方面的差异，采取“给油井注水—关井实施水油渗吸置换—开井采油”的循环往复注采模式，实现既能给油层注水增能，又能实施原油开采的目的。
记者在长庆油田采油六厂地质工艺所获悉，1个多月前产能还只有0.61吨的安229-43井，通过实施“吞吐注采”技术措施，目前日产油达到了2.47吨。这一技术不但实现了注采井本身的有效开采，而且对邻井来说又发挥了注水井的作用。据不完全统计，目前，长庆油田采取“吞吐注采”措施的油井见效率达到了100%，通过注水给邻井产生“正能量”，受作用的油井平均单井提高产量0.3吨。
