两年多来，按照“大油田管理、大规模建设”的要求，在集团公司、股份公司的大力指导支持下，长庆油田公司解放思想，实事求是，以“提高单井产量、控制投资成本”为主线，坚持管理创新和技术创新，积极探索超低渗透油藏开发新思路、新技术、新模式，已取得显著成效。截至2009年底，长庆在超低渗透油藏开发方面累计建成石油产能385万吨，生产原油215.9万吨；今年1月至4月，生产原油107.46万吨，完成年计划的26.8%；预计今年长庆超低渗透油藏新增石油产能205万吨，累计将建成石油产能590万吨，年产原油量400万吨以上。长庆超低渗透油藏已成为长庆油田2015年实现油气当量5000万吨的两大主力之一。
技术创新，破解超低渗透油藏开发瓶颈
渗透率小于1个毫达西，埋深在2000米左右，单井产量较低、过去难以经济有效开发的超低渗透油藏，与已规模开发的特低渗透油藏相比，油藏岩性更致密、孔喉更细微、应力敏感性更强、物性更差，开发难度更大。但资源丰富储层物性差、应力敏感性强、非达西渗流特征突出，如何实现其经济有效开发是一项世界级难题。
面对超低渗透油藏开发这一世界级难题，长庆油田直面挑战，迎难而上，发扬攻坚啃硬、拼搏进取的优良传统，紧紧围绕“1277”（12项关键技术、7项配套技术、7项开发试验技术）科技创新工程，总结吸收了长庆40多年低渗透油气田开发的成熟技术，以提高单井产量、快速规模建产、经济效益开发为主攻方向，深化基础理论研究，攻克关键技术，完善配套技术，推广成熟技术，形成了储层快速评价技术、温和超前注水技术、多级压裂改造技术等五大系列17项关键技术。储层快速评价技术解决了大规模建设油层快速判识问题，有效提高了相对高产井的比例，初期单井日产油量好于预期。温和超前注水技术有效提高了油井初期产量，减缓了油藏递减，在规模建产区投产初期单井日产原油量达到3吨，且含水平稳。多级压裂改造技术提高了试油产量，投产初期平均单井日增产原油0.3吨至0.7吨。这项技术成为超低渗透厚油层改造的一项特色技术。
管理创新，适应超低渗透油藏大规模开发需要
超低渗透油藏分布于陕、甘、宁三省（区）多个县市，点多、线长、面广，且涉及长庆油田各采油厂，如何高效、有序、快速开发好该类油藏已成为决定长庆油田2015年油气当量5000万吨上产成败的关键。
长庆油田大胆改革，勇于创新，充分借鉴苏里格气田和其他油气田成功开发经验，采用“区域划开、投资单列、产量分开、单独考核”的运行方式，建立以超低渗透油藏开发部为管理部门、以“三个研究院一个研究中心”为技术支撑、以四个项目部和八个采油厂为现场实施主体的一体化管理体系。管理上突出对方案部署、投资控制、技术攻关、政策配套的集中管理和统一协调，形成了一体化运作机制，建立了透明、有序、高效的标准化管理流程。四个超低渗透油藏开发项目部不设两所（地质研究所和工艺研究所），油田公司成立超低渗透油藏研究中心，负责生产性技术研究、新工艺新技术试验与推广，以及现场技术支撑，并与三个研究院构成了超低渗透油藏开发新的技术支撑和科研攻关体系。八个采油厂负责所辖区域超低渗透油藏滚动扩边的产能建设，四个超低渗透油藏开发项目部负责规模整装区块的开发建设。整建制转型为采油单位的三个采油技术服务处后，不仅加快了超低渗透油藏开发，而且有效拉动了未上市业务的有序转型，提前8个月扭亏。
长庆油田不断进行管理创新，紧紧围绕低成本开发战略要求，从实现超低渗透油藏经济有效开发的目标出发，以着眼全局的战略高度和系统提升的专业化视角，坚持推行数字化管理。按照“两高、一低、三优化、两提升”，即高水平、高效率，低成本及优化工艺流程、优化地面建设、优化管理模式，提升工艺过程的监控水平、提升生产管理过程智能化水平的建设思路，坚持“五统一、三结合、一转变”（统一标准、统一技术、统一平台、统一设备、统一管理；与岗位相结合、与生产相结合、与安全相结合；转变思维方式）的实施原则，以井组、站场、管线为基本生产单元，以基本生产单元过程控制为核心功能，面向生产前端，进一步优化工艺流程和管理流程，重点实现对以井场、站场、管线组成的基本生产单元的有效管理和控制，为实现站场管理智能化等奠定了基础。同时，结合地面建设新模式，构建按生产流程管理的联合站（作业区）—增压点（注水站）—大井组新型劳动组织架构，取消了井区，精干了作业区管理，使生产流程的管理与行政管理相统一，更加突出了生产前端的生产管理作用。新型劳动组织架构不仅降低了现场员工的劳动强度，改善了基层工作条件，提高了工作效率，而且彻底改变了传统的生产作业模式，确保了生产安全，操作成本持续降低。
勘探开发一体化，实现快速增储上产
按照长庆油田2015年实现油气当量5000万吨的规划，超低渗透油藏2015年将建成产能2000万吨，生产原油达到1300万吨，这就需要其石油探明储量保持每年1亿吨以上的攀升。要想在短时间内落实所需储量，如果依靠原有开发模式已无法适应大规模快速建产的需要。
针对超低渗透油藏的特点，长庆油田按照“整体勘探、整体评价、整体部署”的新思路，打破传统模式，形成了具有长庆特色的勘探开发一体化，即勘探目标、开发效果一体化，方案部署、井位优选一体化，地质研究、技术攻关一体化，资料录取、信息共享一体化。在预探、评价井寻找新发现的同时，落实含油富集区；在建设产能、部署开发骨架井的同时，坚持打下去，寻找新层系。
此外，围绕有利目标区，预探、评价、开发井三位一体，按开发井网统一规划、整体部署，打破了勘探和开发界限，达到“两个延伸”，即勘探向后延伸、开发向前延伸，实现了边发现、边评价、边开发，形成了良好的增储上产接替格局。短短两年时间，通过坚持勘探开发一体化，华庆油田已呈现出6亿吨储量规模，建成原油产能165万吨，成为“长庆油田中的苏里格”，超低渗透油藏已成为长庆又一个储量产量增长点。
市场化运作，集结优势加快生产建设步伐
超低渗透油藏开发任务重、工作量大、工程技术力量不足、外协难度大，仅依靠传统的油田开发方式，无法满足其快速经济高效开发的要求。长庆油田大胆创新，坚持走出去、引进来，向市场找出路、寻办法。
在总结苏里格气田推行市场化运作的基础上，长庆油田从超低渗透油藏的实际出发，坚持依靠市场开放降成本，以市场配置资源、以市场优化资源，在现场施工、工程技术服务、科研攻关、设备采购等方面全方位推行市场化；积极推行钻前地方政府负责、提供“一站式”服务和工程技术服务由专业技术公司总承包的运作模式，形成了“发展主导、利益协调、双赢互利”的市场化运作新格局，培育了市场主体，发挥了整体优势，施工进度加快，平均钻井、完井周期仅为10天和13天，最快达到了5天和7天。同时，工程质量显著提高，有效降低了施工作业成本。此外，也加快了科研进度和攻关成果的转化。
优化简化建设模式，地面系统已具规模
超低渗透油藏开发建设经济指标控制难度大，按照常规建设思路，很难实现经济有效开发。面对资源实际，积极转变地面建设思路，在全面推行标准化建设的基础上，及时提出了优化简化和统一通用的指导思想，以“整体规划、分步实施”的建设原则，突出整体性、系统性和超前性，避免前期先小后大、过程扩建改造，重复浪费投资的现象，实现地面建设良性发展。
超低渗透油藏开发充分借鉴安塞、靖安、西峰等油田建设模式，并在其基础上持续优化简化，形成了以大井组单管不加热密闭集油为主要流程、以大井组—增压点—联合站为主要布站方式的大井组、二级布站、井站共建、多站合建为主的地面建设模式。去年年底，长庆油田建成联合站7座、注水站13座、集输干线180公里，重点集输、注水骨架工程全部配套到位，原油年处理能力达370万吨，年输油能力达500万吨，日注水能力可达3.7万立方米，不仅满足了目前大规模开发建设的需要，而且保障了今年超前注水和原油集输等，实现了地面建设的良性发展。
长庆超低渗透油藏已成为长庆5000万吨上产的主力油藏。随着该油藏开发规模的进一步加大，它必将放射出更加灿烂的光芒。
