“通过采取综合控投降本措施，在水平段加长、压裂段数增加、压裂规模增大的情况下，页岩油示范区预计单井累产超方案设计20%，百万吨产建投资较2017年以前降控近一半，开发效果好于预期。”6月5日，长庆油田页岩油项目组经营副经理袁海龙告诉记者。

　　相比常规石油资源，长庆油田页岩油资源禀赋更差，储层更加致密，勘探开发难度和成本控制压力更大。长庆油田坚持效益开发导向，瞄准制约页岩油开发的瓶颈问题，持续开展技术攻关，在多项关键技术、核心技术上取得突破，有效提升了开发效益，降低了成本。

　　关键技术突破是推动页岩油规模有效开发的核心。长庆油田以提高单井产量、降控投资成本为核心目标，开展各类现场攻关试验850多井次，在“甜点”优选、立体布井、三维钻井等一系列关键技术上取得突破，形成了一批具有自主知识产权的技术利器。

　　在“甜点”优选上，综合运用地质、地震、测井等多学科研究方法，优选平面、纵向和水平段“甜点”，油层钻遇率达到80%以上，水平井储量控制程度提高至90%。

　　在钻井提速上，优化三维水平井钻井轨迹、简化纵向井身结构、强化钻完井施工参数，实现了优快钻完井。钻完井周期与前期相比缩短近30天，水平段固井优良率达90%以上。其中水平段1640米水平井单井钻井周期缩短至9.88天，创造了国内最短钻井周期纪录。

　　在平台布井方面，采取立体式大井丛布井，最大限度提高平台井数和储量动用。我国陆上页岩油最大水平井平台——长庆华H60平台以探索大井丛效益建产模式为目的，部署井数达22口。通过大井丛布井，减少了土地征借及施工队伍搬家次数，作业效率提高30%。

　　在智能化地面配套技术上，长庆油田以首座智能化无人值守联合站岭二联为中心，通过“一级布站、橇装建站、智能管控”，形成了“中心站直管单井”的智能化新型劳动组织架构，单位用工成本降控七成以上。