长庆油田公司“十五”期间特色技术展示
勘探技术
低孔低渗油气层测井精细解释评价技术
长庆测井评价的对象总体是低渗透、非均质油气藏，而问题的核心是低的测井信噪比、常规测井系列的低分辨率和测井响应的非线性作用。近三年来，长庆油气勘探的主战场分布在陇东地区、姬塬地区和盆地东北部上古生界低渗、特低渗储层中，油气层测井识别难、定量评价难的问题更为突出。为满足油气勘探生产需要，长庆油田公司依托中国石油股份公司勘探与生产分公司“长庆探区油气勘探工程攻关试验”项目，持续开展了以提高油气层测井发现率和定量评价水平为目的的专项技术攻关，在储层岩石物理、精细解释评价方法、老井复查等方面取得许多重要成果，勘探生产中见到明显效果。工作中从测井资料采集、岩石物理研究和解释评价三方面入手，形成了以“高精度数控采集、多参数精细解释、分类型综合评价”为主要特征的低渗透油气藏测井工作规范。
黄土塬复杂地表条件隐蔽油气藏储层预测技术
鄂尔多斯盆地的地震地质条件是非常复杂而多变的，其北部连绵起伏的沙漠以及南部沟、梁、峁纵横交错的黄土堆积，给野外地震数据采集的激发和接收造成了巨大的困难。再加上鄂尔多斯盆地石油、天然气储层薄互层储层结构特殊，有效储层厚度小，岩性横向变化大，圈闭边界难以确定，储层致密且非均质性强的地质特点，这给地震储层预测带来了巨大的困难。
从20世纪90年代以来，当鄂尔多斯盆地的石油天然气勘探逐步从周缘走向盆地本部，勘探目标从构造目标转向岩性和地层型的隐蔽目标，追求高分辨率的岩性地震勘探就成为地震技术发展的总体方向，经过近20年来的攻关和研究，一套针对不同地质目标的储层预测配套技术已经完善和形成。历年来，利用地震成果提供的勘探开发井位总采纳率在80%以上，主力储层预测钻遇率总体达80%左右，钻探成功率一直持续保持在60%以上。为鄂尔多斯地区石油和天然气储量及产量的连年快速增长提供了重要的保障。
鄂尔多斯盆地多层系油气立体勘探技术
鄂尔多斯盆地油气共存，资源丰富。油气层的共同特点是多层系、低孔、低渗、低产和厚度薄，油气藏的共同特征是以地层-岩性圈闭为主，低丰度，隐蔽性强，勘探难度大。在长期的油气勘探实践中，形成了油气勘探特色技术，为快速、低成本发现大气油田、油气储量和产量大幅度增长起到了技术支撑作用，使具有近百年油气勘探历史的鄂尔多斯盆地焕发了青春。
石油勘探从侏罗系古地貌油藏勘探理论建立发展（1970～1983）到三角洲石油勘探理论实际应用发展（1980～至今），长庆油田低渗透油藏勘探开发特征已经取得了引人注目的成绩，该项技术在全国低渗透油藏勘探开发方面始终处于领先水平。天然气勘探针对上述众多世界性难题，在充分运用国内外先进技术的基础上，结合勘探实际，大胆探索，求实创新，取得了技术创新，形成了多层系立体勘探技术、岩溶古地貌综合研究技术和鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探技术，有效地指导了长庆天然气的勘探。
开发技术
低渗透岩性油藏早期油藏描述技术
油藏描述是一项对油藏特征进行三维空间定量描述和预测的综合技术，它是以沉积学、构造地质学、层序地层学、岩石物理学、测井等学科为理论基础，以油田勘探开发数据库为依托，以计算机为基本手段，最大限度地应用测井、岩心、钻井、地层测试和生产动态等各种资料，对油藏进行静态和动态描述的综合技术。
按照油田开发不同阶段的研究目的与任务，油藏描述划分为三个阶段，即：早期、中期和晚期（精细）油藏描述。开发初期精细油藏描述成果是建立和完善地质概念模型，为方案设计提供依据。开发中期精细油藏描述的主要对象是认识储量的动用状况、水驱控制程度、油井见效及水淹状况、潜力大小及分布特点等，完善和精细储层静态模型，并逐步向预测模型发展，为开发调整提供依据。开发后期描述的主要对象是隔层、夹层及剩余油分布，建立储层预测模型，为编制开发调整和综合治理方案提供地质依据。
岩性油藏滚动勘探开发技术
鄂尔多斯盆地自1907年打第一口石油探井至今，先后发现了诸如马岭、华池和吴旗等大型侏罗系古地貌式油藏和安塞、靖安和华池等三叠系延长组三角洲前缘式大型岩性油藏。除了这些大型油藏外，还有相当一部分石油资源量（约占盆地总资源量的40%左右）分布在小型隐蔽式油藏中。对于这些分布在小型隐蔽式油藏，已不适应再用大中型油藏的勘探方法，滚动勘探开发应运而生。
滚动勘探开发就是以精细地开发地质研究为基础，充分利用各种相关信息，采用独特的技术和方法以及灵活多变的布井方式寻找这些小型隐蔽式油藏。滚动勘探开发技术的应用大大提高了小型隐蔽式油藏的钻探成功率，取得了丰硕的成果，缩短了勘探、开发周期，加速了储量转化，实现了探明储量与原油产量及经济效益同步增长。
低渗透油气藏优化布井技术
长庆油田特低渗透油田往往具有特低渗透、天然裂缝较发育、低压、自然产能极低的特点，一般需压裂改造方可获得工业油流，人工补充能量才能延长稳产期及提高最终采收率。因此，如何根据裂缝在油田开发中的双重性，扬长避短，既有利于提高单井产量，又有利于提高驱替波及系数及采收率，是开发井网部署的关键，所以应考虑将裂缝系统、驱替压力系统、井网系统进行最佳匹配。长庆油田经过十几年的探索，根据油田开发实践，结合数值模拟、驱动压力梯度研究等新成果，就裂缝发育的不同程度，分别采用不同的井网形式、井排距，在安塞油田、靖安油田、西峰油田取得了显著的效果。
由于国内外开发特低渗透油藏的实例较少，所以，这一技术在国内、国外均属领先，对同类油田的开发具有很好的指导意义。
低渗低压油藏超前注水技术
长庆油田广大科技工作者根据低渗储层启动压差较大、压力敏感性较强、油藏压力系数低、地饱压差小等特点，通过渗流规律研究及开发实践，创造性地提出了超前注水理论，并研究了超前注水的注采井距、注水时机、地层压力保持水平、注水压力、注水强度等技术政策，形成了低渗油藏超前注水开发配套技术。
超前注水技术的最大特点是注水井在采油井投产之前投注，且要求地层压力达到一定水平，并建立了有效的压力驱替系统的一种注采方式。
工艺技术
西峰油田开发建设模式
被中国石油树为现代化一流示范区的西峰油田，以其独特的勘探开发和管理模式，成为镶嵌在鄂尔多斯盆地的一颗耀眼的明珠。通过近4年的不断发展、培育、完善和总结，目前西峰模式已呈现六个方面的个性特点。
设计生态型模式。以保护原始环境为主，通过集合建站、丛式布井、多管合一等科学设计，在相同生产能力的情况下，建设用地比原来减少了50%以上，不但保护了生态环境，且大大减少了油田的建设成本。
资源节约型模式。以降低能源消耗为主，通过在井口采用节能装置，用电量比原来降低20%以上；通过对工业污水的处理，并进行无污染回注，使每万吨注水费用下降6万元左右。
流程智能型模式。以采用先进的现代化工艺为主，通过功图计量法应用，在油田生产动态分析、信息采集、油井远程控制起停、超压、超限报警等方面全部取消了人工操作，实现了数字化、自动化。
产建速成型模式。以降低建设费用提高投资效率为主，在产能建设部署上采用“短平快”方式，钻井、试油、地面建设、录井等各个系统的生产建设都提前设计，统一部署，不到4年时间已达到了100万吨的生产水平，相当于20世纪80年代16年完成的产建量。
管理直线型模式。以取消中间环节提高管理效率为主，西峰油田全部实行了作业区到岗位的“一步式”管理，提高了管理效率，强化了管理责任，原来老区2人管理1口井，而西峰油田目前人均管理油井达1.5口井。
持续创新型模式。以适应不同阶段的发展需求为主，通过对西峰模式从内容到内涵的不断创新和完善。其中专业化服务模式已全面推广。
丛式井采油配套工艺技术
长庆油田丛式井组的投建始于20世纪90年代初，到20世纪90年代中期已全面推广，目前全油田共有油水井7078口，其中丛式井有近4000口。针对丛式井组的特点，长庆油田以“简单和适用”为原则，进行了不断地研究和试验，使丛式井采油配套工艺技术日趋完善，这些年来开展了定向井优化设计及诊断技术、定向井抽油杆柱扶正防磨、清防蜡、清防垢、防气等工艺技术的配套及丛式井组简化地面流程技术的研究，使丛式井采油工艺水平得到了不断地提高，满足了长庆低渗透油田开发的需要。
低渗气层改造技术
鄂尔多斯盆地蕴藏着丰富的天然气资源，但气藏储层普遍具有低压、低渗、非均质性强的特点，钻完井后绝大多数无自然产能，水力压裂成为气井完井必需的技术手段。“十五”以来围绕储层地质特点，以提高单井产能为核心，长油油田开展了大量的研究与试验。通过大量的技术研究与现场试验，榆林气田等天然气的开发取得了良好的增产效果，苏里格气田压裂试验与研究有力地促进了评价工作的顺利开展和实施，为苏里格早日低成本开发提供了技术支持。