截至目前，长庆油田油区共完钻2615口井，投产1307口井，今年产能建设任务全面完成；气区共完钻1395口井，其中水平井225口，Ⅰ类和Ⅱ类井比例高达91.9%，实现质效双提。
今年年初以来，长庆油田锚定新建原油产能274万吨、天然气产能112亿立方米目标，坚持技术创新驱动效益建产理念，加大科技攻关力度、加快技术成果应用，针对不同类型油气藏创新形成了差异化的开发技术方法及技术对策，有力支撑了产能建设高质量推进。
面对油区优质产建区块逐年减少、效益开发难度越来越大的现状，长庆油田以提高单井产量和单井预计最终采收率为目标，在充分考虑油藏类型、砂体结构、储层物性等基础上，全面推行差异化油藏开发技术对策，将地质与工艺渗透融合，管理与建设同步部署。针对产建效益较低的区块，持续开展区块、层系、井型优化，浅层油藏部署产能由49.9万吨增加至77.5万吨，超短水平井总井数由152口井增加至196口井，从源头保障了效益建产，实现打高产井、打高效井的目标。
长庆油田重点围绕提高剩余储量动用程度，开展正方形井网提高水驱效率、长周期规模超前注水、短水平井密集布缝及注二氧化碳驱替补能等开发技术攻关与现场试验；提前开展难动用储量攻关试验，超前探索低品位储量开发新技术，为高效建产储备开发技术。在吴起油田新479区长8油藏开展的正方形井网超短水平井超前注水开发试验，目前已完钻超短水平井9口、注水井7口，预计投产后单井年产量达3吨，2023年可推广部署产能25.5万吨，从而盘活区块剩余储量。
在气田产能建设工作中，长庆油田深化地质综合研究，强化储层精细刻画，突出气田剩余储量分布研究，攻关含水气藏气水层识别技术，开展多专业一体化方案论证，不断提高剩余储量动用程度。长庆油田围绕致密气藏提高采收率、含水气藏效益开发、深薄致密气有效开发等多个课题成立研究专班，制定各气田差异化开发技术对策，不断深化储层综合地质再研究、再认识，进一步完善定量化古地貌恢复与沟槽预测、致密砂岩气储层评价及致密气井网优化等系列技术，提高低品质储量动用程度。在此基础上，创新部署模式，拓宽开发层系，积极推广多元化水平井开发和大平台工厂化作业，优化井位坐标和钻井排序，加快资源向产量转化。8月8日，神木气田完钻的最大立体水平井井组，通过采用“一井一模型多方法”综合评价单层生产能力，探索立体水平井高效动用模式，刷新了气区单井丛水平井开发层数纪录，实现了气田整体开发方式由“追求单井效果”向“追求气藏效果”的转变，有效撬动了低品位储量。
