１９７０年９月２６日位于陇东地区的第一口工业油流井庆１井完钻，试油日产３６．３立方米。１９７１年，另一口以侏罗系为目的层的探井岭９井日自喷纯油２５８立方米。此后，５万石油大军跑步上陇东，一个个会战相继展开，马岭、华池、红井子、吴旗等一批小而肥油田相继诞生。但高渗高产的侏罗系勘探随即陷入沉寂，长庆的原油产量长期徘徊不前。１９８３年，安塞油田的发现，把长庆人带入了三叠系时代。滚动勘探奏凯歌

　　对于构造油藏来说，在圈闭和砂体形态搞清之后，所谓滚动勘探就是找到圈闭内剩余的储量，就好像在盆子里捉鱼。而对岩性地层油藏来说，无圈闭可言，砂体形态又游走不定，滚动勘探就如同在大河里捉鱼。鄂尔多斯盆地三叠系油藏普遍具有低渗、低压、低产的“三低”特性，储层普遍没有自然产能，更增加了滚动勘探的艰巨性。

　　但在长庆人的发展道路上，可有一时之难，决无永久之困。面对特低渗油藏“三低”特征，形成了一套三叠系特低渗油藏滚动勘探开发技术。首先是认真研究沉积环境，寻找有利生、储、盖组合；其次是细分成岩相，寻找有利相带及砂岩主体带，并进而跟踪发现相对高渗区；其三是细分沉积相的研究，搞清沉积相、亚相、微相的形态和走向，为滚动勘探开发提供依据；同时，采取跳跃式甩开评价部署滚动勘探井、评价井，加快滚动开发产能建设，实现勘探开发一体化。

　　通过上述配套技术的应用，２００３年至２００５年，长庆油田三叠系特低渗油藏累积新增滚动探明含油面积３８１．５平方千米，新增石油地质储量７０６０万吨，已开发动用地质储量６０２９万吨，动用程度达到８５．４％。储层改造传捷报

　　至２００５年底，长庆已探明未动用储量中，特低渗储量占８５．９％；控制、预测储量中，特低渗储量比例达９８．６％。

　　要实现三叠系特低渗油藏的有效开发，早期油藏描述是不可逾越的程序。长庆油田针对三叠系特低渗油藏特征，形成了层序地层分析、地层划分与对比、裂缝描述技术、沉积微相研究、储层评价和地质建模为体系的早期油藏描述技术，为开发中制定针对性的技术对策提供了科学的依据。

　　特低渗油藏开发关键是要对储层进行改造，针对长庆特低渗油藏储层启动压差较大、压力敏感性较强、油藏压力系数低等特点，长庆油田在特低渗油藏开发实践中，形成了以超前注水和整体优化压裂为核心的储层改造技术体系。首先是创造性地提出了超前注水理论，通过超前注水保持较高的地层压力，建立较高的驱替压力系统。超前注水还降低了因地层压力下降造成的渗透率伤害，使油藏具有较高的驱替压力，有利于提高最终采收率。其次是研究形成了储层压裂改造技术。以整体优化压裂技术为核心，加强裂缝方位测试，开展水力裂缝参数与井网优化匹配研究，结合超前注水，综合应用“特低渗储层压裂地质研究技术、低伤害压裂液技术、测试压裂优化设计技术、适度规模压裂技术”等主体技术及配套技术。西峰油田白马区整体压裂取得显著效果，压后试排平均日产量达３７．５立方米，投产前３个月日产油６．３吨。通过超前注水的应用，使单井产量提高了１５％～２０％，更重要的是储层改造技术的应用，使油田开发的渗透率下限降到０．５毫平方微米，从而提高了特低渗透储量的动用率。围绕油井写华章

　　油田开发的一切成果最终都要通过油井来实现，大型岩性地层油藏的特点是面积大，因此，如何做好井网和油井这篇文章，是实现三叠系特低油藏开发的又一关键技术。

　　在井网优化中，长庆油田针对特低渗油藏非均质强和裂缝发育的地质特点，开展了井网形式及井排距研究，提出了不同类型油藏的井网系统。裂缝不发育时，采用正方形反九点井网，裂缝较发育时，采用菱形反九点井网，裂缝发育时，采用矩形井网，井排与裂缝方向平行，同时科学设置井距，达到提高产量的。

　　丛式井钻井配套技术中，长庆油田结合山大沟深的黄土塬地貌，采用丛式井组开发，可以减少征地、降低钻前工程量、简化地面输油流程、方便油井管理，降低产能建设投入，提高低渗透油田开发经济效益。已形成了适合长庆油田开发的丛式井钻采配套系列工艺技术。

　　在定向井有杆泵采油配套技术中，长庆油田针对井底压力低、油井产量低、井筒结垢结蜡严重、定向井所占比例大、杆管的断脱偏磨现象严重等状况，经过多年的研究实践，形成了有杆泵抽油系统计算机优化设计和诊断技术、杆柱扶正防磨、清防蜡、清防垢、防气、防断脱等一套适合特低渗透油田特点的采油工艺配套技术。

　　同时，长庆油田还积极探索和推广地面优化简化技术、油井井口功图法计量技术，形成了具有长庆油田低渗透特色的地面建设工艺技术，部分油井实现抽油机运行图像的远程传输和抽油机启停的远程控制，提高了油井计量的准确性和自动化管理水平。

　　以提高单井产量为核心，长庆油田终于找到了以“滚动勘探开发技术、早期油藏描述技术、井网优化技术、超前注水技术、储层压裂改造技术、丛式井钻井配套技术、定向井有杆泵采油配套技术、地面优化简化技术”为主要内容的特低渗油藏配套开发技术。节约开发显效益

　　油田开发同样要节约能源和资源，长庆油田探索出了一套行之有效的采油工艺技术系列。

　　通过稳流配水工艺，注水流程由配水间集中配注改为稳流阀组分散配注，取消配水间，减少注水支线，实现了无人值守。通过丛式井单管集输工艺技术，使原来的丛式井双管不加热密闭流程转变到丛式井单管不加热密闭流程，单井出油管线由平均每口井８５０米左右减少到４３０米左右，仅此一项万吨产建投资可节约２０万元左右。

　　通过伴生气回收工艺技术，采用井口套管气定压回收、增压点油气密闭混输、接转站油气分输、联合站油气水三相分离系列技术，实现了轻烃回收，使伴生气资源得到了充分利用。以西峰油田为例，日处理伴生气量７万至８万立方米，日产液化气２１吨、轻质油６吨、干气４万立方米，年产值达３２００万元。

　　同时，长庆油田根据低产、低渗透的特点，加强污水处理工艺的技术攻关，处理后的污水水质达到油田回注水水质标准，实现油田污水的达标回注。“十五”期间，采用两种污水处理工艺先后改造和建成１４座污水处理站。污水处理率和回注率达１００％。

　　现在，长庆油田三叠系特低渗油藏累计建产能已经超过５００万吨，原油产量也迅速增加，创造了巨大的经济效益和社会效益。