2008年3月，中国石油股份公司继苏里格气田之后又做出开发长庆油田超低渗透油藏的重大决策，自此拉开了长庆超低渗透油藏开发静悄悄大会战的序幕。

　　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。