长庆油田以“提高单井产量、控制投资成本”为主线，坚持管理与技术创新，积极探索超低渗透油藏开发新思路、新技术、新模式。
今年1月至8月，长庆油田超低渗透油藏累计生产原油218万吨，预计今年新增石油产能205万吨，年产原油量达到400万吨以上。超低渗透油藏开发已成为长庆油田上产的两大重要现实通道之一。
技术集成创新：破解开发“瓶颈”
鄂尔多斯盆地超低渗透油藏属典型的“三低”（低渗、低压、低丰度）油藏。与已规模开发的特低渗透油藏相比，它具有岩性更致密、孔喉更细微、物性更差、天然裂缝发育等特征。
在超低渗透油藏开发中，长庆油田紧紧围绕“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。
通过对定向井井身剖面优化以及防碰绕障技术的研究，长庆油田形成了大井组井数优化技术，使井组井数由3口到6口提高到9口到15口。2008年以来，长庆油田共建成大井组407个，节约用地31.4%，节约征地费用9768万元。通过推广使用PDC钻头、“四合一”钻具组合应用及钻井参数优选，超低渗透油田——华庆油田钻井周期缩短了4.1天，机械钻速提高了6.2米/小时；2008年至2009年，钻速提速累计节约费用2.84亿元。
管理机制创新：适应大规模开发需要
超低渗透油藏分布于陕、甘、宁3省（区）多个县市，点多线长，如何高效、有序、快速开发好该类油藏已成为决定长庆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，超低渗透油藏开发按照“区域划开、投资单列、产量分开、单独考核”方式运行；建立了以超低渗透油藏开发部为管理部门、以“3个研究院1个研究中心”为技术支撑、以4个项目部和8个采油厂为主体的一体化管理体系。
在管理创新方面，长庆油田从实现超低渗透油藏经济有效开发的目标出发，坚持推行数字化管理。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。
在管理创新方面，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。从超低渗透油藏的实际出发，坚持依靠市场开放降低成本，以市场配置资源、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。
勘探开发一体化：实现快速增储上产
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，探索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。
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，一体化运作，打破了勘探、开发界限，达到了“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，通过实施勘探开发一体化，华庆油田已建成产能165万吨，预计将建成产能650万吨。
勘探开发一体化的推进，大大加快了超低渗透油藏勘探开发步伐。在长庆，一个油田从预探发现到规模开发的周期已从过去的5年到8年缩短到目前的2年到3年。
超低渗透油藏已成为长庆油田5000万吨上产的主力油藏。隨着开发规模的进一步扩大，超低渗透油藏将放射出更加灿烂的光芒。
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