世界油气开发已进入特低渗、超低渗领域，我国新增储量中该类资源占70%，其中鄂尔多斯盆地占一半以上。为确保国家能源安全，必须面对超低渗存在的规模储量发现、整装建产开发、注水稳产技术等世界级难题。位于陕北地区的安塞油田，作为长庆油田第一个实现超低渗I类油田整装建产效益开发的示范油田，采用超低渗油藏井网部署、加密调整、注采调整及增产技术等高效开发技术，以储层特征为基础，综合应用生产测井、生产动态资料、动态监测资料、岩心实验室分析、油藏数值模拟等技术手段，结合各开发阶段矿场先导试验，掌握了开发初期、中期及高含水期三个阶段4大类主体开发技术。该项技术实现了陕北地区超低渗油藏连续30年稳产和上产，树立了超低渗油藏高效开发典范。   
   成果一：超低渗透油藏井网部署及优化技术，通过先导试验探索，对不同井网下快速建产的适应性，初期部署的正方形反九点井网，根据油藏缝网最佳匹配特征，调整部署菱形反九点井网，实现快速高效建产。加密后不同的井网需采用不同的加密方式与之匹配能有效的达到稳产效果。针对正方形反九点井网，一是裂缝侧向油井间加密1口；二是63m小排距加密。针对菱形反九点井网，一是裂缝侧向油井间加密2口；二是超短水平井加密。   
   成果二：超低渗透油藏水平井高效开发技术，一是通过井型优化水平井可有效动用边部储量大幅提高单井产能。二是优化井网水平段与最大主应力斜交，避开水线交汇点和水洗段改造。水平井可动用地面无法布井区域储量，如水库、原始森林等安全环保区，2010-2014年采用水平井开发中山川水库流域，水平段平均长度600-800m，有效动用库区储量，同时避免地面安全环保问题。   
   成果三：超低渗透油藏精细注采调整技术，按照油藏渗流特征划分单元，一是根据每个单元见水见效特征，制定注水政策；二是结合油藏工程手段、数值模拟成果及动态监测资料，精细注采调控；通过精细油藏管控实现了超低渗油藏规模开发11年后，含水仍控制在30%以下。通过开展沿裂缝加强注水、检查井储层水洗特征分析、加密后注水政策调整等矿场试验，解决了超低渗油藏注水不易见效问题、水驱前缘推进速度不清及加密后注水政策适应性等难题。   
   成果四：超低渗透油藏主体增产技术，针对超低渗油藏中低液、高含水井，建立“缝网-球体”堵水压裂模型，从选井选层、堵剂体系、堵水时机、改造参数开展优化，2021年实施5口，有效率100%，单井日增油0.56吨，平均降水12.0%，以超低渗油藏水驱特征为基础，结合水驱规律及水洗宽度布井，采用优化后的工艺技术，配合合理的采油强度，老井开窗侧钻井递减与加密开发井基本保持一致，是开发后期的重要增产技术手段。