11月8日获悉，通过采取综合控降投资措施，长庆油田页岩油开发在水平段加长、压裂段数增加、压裂规模增大、入地液量增加的情况下，2019年百万吨投资下降8.6%，单井成本下降127万元，开发效益好于预期。

为实现非常规石油的规模效益开发，长庆油田坚持“成本是设计出来的”理念，全员全过程全要素降本增效。通过技术创新、生产组织管理优化，有效提升了开发效益，降低了成本。

借鉴北美非常规勘探开发成功经验，长庆油田坚持自主创新，在非常规储层地震识别、长水平井优快钻井、水平井体积压裂等方面，形成了一批具有自主知识产权的“技术利器”。在水力喷砂分段体积压裂技术和速钻桥塞分段多簇压裂技术基础上规模试验可溶桥塞压裂技术，已累计应用60口井1200多段，与速钻桥塞相比单井试油周期缩短15天。两大工程技术利器和多项自主创新产品与国外同类产品相比费用下降50%～60%。将减阻剂、黏土稳定剂和助排剂优化为减阻剂一种，综合单方成本降低35%。

大力实施生产组织优化和管理创新。长庆油田通过深化大平台管理制、推行工厂化作业与大井从布井等措施，推动油田提质增效。针对黄土塬地貌特征，探索形成了黄土塬地貌工厂化作业新模式，大幅提高了作业效率，实现了节约用地用水。推广“多层系、立体式、小井场、大井丛”的开发理念，单平台部署井数由前期的1～2口增加至4～8口。华H6平台建设水平井12口，建成国内陆上最大水平井平台。通过大井丛布井、减少土地赔付及动迁搬家次数，节约了用地成本，作业效率提高30%。在场站建设方面，通过一级布站、橇装建站、智能管控等模式，累计减少建设用地100余亩。