长庆油田地跨四省区，勘探与生产条件十分艰苦，但历经几代长庆人的艰苦奋斗，已从一个年产百万吨的小油田快速发展成为全国屈指可数的大油气田。特别是2011年，生产原油2002万吨、天然气258亿立方米，年产油气当量突破4000万吨。可以说，长庆油田已经步入建设“西部大庆”的快车道。

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　　科技创新，实现增储上产。从地质条件看，长庆油田是世界上罕见的低渗透、低压、低产油气藏的三低油田；从地理环境看，长庆油田工作区域达37万平方公里，数万口油气井散落在陕、甘、宁、蒙4省区61个市县境内的高原大漠，有一半的地方甚至连生产、生活用水都无法满足。面对困境与挑战，长庆人不懈探索，走出了一条科技含量高、经济效益好、人力资源优势得到充分发挥的发展之路。

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　　我们依靠技术创新，在油气勘探、开发、管理诸环节寻找降低成本的空间与提高效益的增长点。在找油找气方法上，打破“先勘探、后评价、再开发”的传统工作程序，实施勘探开发一体化部署，勘探在点上突破，评价、开发立即跟进，迅速扩大油气发现面积。同时采取上下立体兼顾、找油找气一体实施的方法，从而获得事半功倍的勘探效果。过去探明一个亿吨级油田需要3年，现在从勘探、发现到建成年产百万吨的油田不到3年，有的区块甚至做到了“当年勘探、当年建产、当年开发”。在攻克“低渗透”难关时，我们着力在油气藏核心技术和实现有效开发关键技术上持续组织科技攻关，以压裂技术为核心的技术创新，把致密油、气层压出缝隙，让地下油气渗流通道从原来的“羊肠小道”变成“高速公路”，使一些本来日产量只有2吨左右的油井提升到了4至5吨。为解决油田的“低压”难题，技术人员独创“超前注水”技术，即在石油开采之前先往地下注水，增加地层压力，解决了油田的稳产难题。我们自主创新研发的“井下节流”技术和地面“电磁阀”装置，使苏里格气田的地面建设投资减少了一半。快速钻井技术的创新应用，把一口3000多米深的气井综合成本，从1200万元降到800万元。

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　　依靠科技创新，我们形成了一整套有效开发低渗透油气田的核心技术，有资料证明，这一技术已达到世界领先水平。

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　　管理创新，转变企业发展方式。要使长庆油田的发展可持续，一个重要的方面就是要管理创新，彻底转变石油行业传统的组织与生产方式，着力建立现代企业制度。

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　　长庆油田的快速上产，使油、气井数量在37万平方公里的区域内呈几何级数增长，这就使企业管理创新成为当务之急。以苏里格气田为例，按设计规模，天然气年生产能力达到250亿立方米时，生产气井将达到数万口，按照原有的生产模式，仅巡井的员工就需要数万人，这就要求企业管理必须运用现代信息化技术和装备，系统改造油田传统的生产、建设、管理和组织方式，只有这样，才能从根本上提升石油这个传统产业的劳动生产率。以此为共识，我们把建设现代化油气田的目标定位在管理创新上。为简化决策过程，我们在油气田地面建设上探索“标准化设计、模块化建设”：用一套符合长庆地下油气开发和地面建设需求的标准化设计文件，统一油气田开发工艺、流程，统一井站建设，使油气田建设按照“组装”、“复制”的模式低成本扩展，以提高质量和效率。按照这样的管理模式，每个井站相同规格的组件，由原来的现场分散加工迁移到专用的厂房里进行统一制作，再将成品件送到现场进行“插件式”安装，不仅缩短了建设周期，更重要的是提高了工程质量，降低了施工作业的风险。为减少用人，我们把处于世界前沿的科学技术应用于石油行业，按照“井站合建、技术人员集中”的方式建构劳动组织，依靠“电子巡井”、“远程监控”等新的生产组织方式，用机器设备替代人力，解决了“井多难管”的问题，实现了“增产不增人”的高效发展。

　　机制创新，实现跨越发展。长庆所属的苏里格气田开发以来，相继面临两大难题：一是含气储层埋藏深，平均单井综合成本高达1300多万元，这样的客观条件决定了“高投入、低产出”的苏里格气田难有效益。二是按照把长庆油田建成年产油气当量5000万吨的大油气田的规划，每年需要300多亿元投资，8年累计投资超过2400亿元，超过了三峡工程总投资，相当于两个西气东输工程的投资。如此大规模的投资建设，沿袭传统的运行机制显然无路可走。

　　我们按照中国石油集团公司“引入市场竞争机制，加快苏里格气田开发步伐”的决策，将苏里格气田已经探明的区域划分为若干个区块，招标开发，创造了中国天然气田开发史上规模最大的市场化运作。这个“四两拨千斤”的抉择，为气田开发注入了强劲的动力，单井综合成本大幅下降，钻井成功率明显提高，实现规模开发、有效开发两大瓶颈的全面突破。苏里格气田日产天然气很快达到4600万立方米，年产气突破135亿立方米，成为天然气增储上产的排头兵。随后，我们通过招标引进油气开发建设施工队伍及科研企业，集中了数倍于自身的优势资源。2008年以来，每年我们都组织800余部钻机、500多套试油试气机组、400多支地面建设队伍，20多万人聚集鄂尔多斯盆地开展新时期油气大会战，满足了年均钻井8000多口、进尺2000多万米的建设需求，4年累计建成2000多万吨的油气生产能力，相当于长庆前35年完成工作量的总和。

　　正是由于运行机制的创新，使长庆油田在建设管理中，简化了程序，降低了成本，节约了人力，油田生产建设的各项纪录不断刷新：传统的采油方法，百万吨规模生产能力全过程管理需要3000多人，现在只需千余人。一座大型天然气处理厂从开工建设到投运，过去需要近两年，现在不到半年。国内首台可远程控制的全数字“橇装增压集成装置”，占地仅100多平方米，取代了过去占地两三千平方米，至少要10名工作人员轮班值守的传统增压站。市场化运作将社会各方共聚一个竞争平台，开展技术共享与交流，促使钻井周期由平均45天降低到了15天。

　　实践表明，三个创新使长庆油田实现了油气田建设从现场标准到技术标准的跨越，建设投入由高成本到低成本的良性循环，地面建设由经验管理向科学管理的提升。