截至5月11日，中国石油长庆油田在采油三厂桐寨作业区、采油九厂薛岔作业区鼎力打造的智能间开示范区，已累计安装应用自动、智能间开配套井数超过500口，较常规人工间开相比，平均日耗电量降低10千瓦时以上。

据了解，中国石油长庆油田科技创新节约用电，大力推广新型间开模式，今年计划在1.8万口低产井实施，单井日耗电下降30%以上，预计年节约用电6600万元以上。

为积极应对疫情和低油价双重挑战，长庆油田将科技作为提质增效的第一利刃，加大科技攻关力度，聚力打造特色技术，攻克关键核心技术，优化地面工艺技术，以效益为秤杆，在技术上精益求精，从科技立项评估到过程监控到最终的成果转换，实行全过程全生命周期监督，以科技创新驱动油田高质量发展。

今年，长庆油田以提质、提产、提效、降本为核心，加快推进关键核心技术攻关研究，攻克低油价下制约高质量发展的技术瓶颈，并以效益指标倒逼科研项目优化。

据气田开发事业部总会计师张力军介绍，通过对去年千口气井措施增效成果开展效益评估，今年严格投入产出效益分析，叫停了近1/3的措施。从前期设计、方案优化再到勘探开发，科技创新贯穿油田生产经营全过程。

在去年试验的基础上，今年以方案优化为抓手，规模推广气田小井眼钻完井、定向井定点多簇立体压裂、低成本压裂液、石英砂替代陶粒、DMS可溶球座分段压裂工具、三降一提等7项技术，攻关页岩油气水平井低成本压裂等新技术，计划实施1.5万井次以上，预计降低费用数亿元。

在地面工程建设模式方面，推进标准化施工管理，推广“标准化设计+一体化集成装置+井站合建”的建设模式，减少设计周期45%，减少建设周期40%。勘探上，不断优化完善“水平井+体积压裂”技术，提高钻井时效和储层钻遇率，加大多层系体积压裂和超规模二氧化碳体积压裂的现场试验，持续提升页岩油、页岩气等非常规资源动用能力。

针对致密气示范区水平井，今年采用密切割压裂设计理念，提升改造效果。目前已在G1-17井组4口水平井开展试验。在油田，重点在水平井规模推广DMS可溶球座156口，扩大应用237井次，控降投资4200万元。

油田企业提质增效的主力在井下，关键靠科技。为降低压裂作业成本，在前期苏里格自营区石英砂替代陶粒试验的基础上，长庆油田开展陶粒混合石英砂压裂技术试验，已攻关形成了“3000米以上采用石英砂、3000~3500米采用石英砂尾追陶粒、3500米以下采用陶粒”的支撑剂优选思路。

油气工艺研究院相关负责人给记者算了笔账：“针对陶粒价格持续攀高的实际，用石英砂替代陶粒作为支撑剂材料，单井可节约费用5.7万元，今年在气田东部规模应用石英砂取代陶粒，全年计划应用370口井，预计节约费用6000多万元。”