过去，在前期的项目研究阶段，从打评价井到制订开发方案通常需要两年时间。为了加快进度，刘松按照天津分公司提出的“构建集约管理，全面提升工作质量”的模式，要求各个生产环节、各专业技术人员淡化界面、加强介入。在资料录取、油田评价、可行性研究分析、油田开发方案编制等重要环节上，开发人员提前介入、平行开展、交叉进行，实现储量申报与开发方案的同步进行；勘探人员向后延伸，协助完成评价。这样就打破了以前“等储量报告批下来再做开发方案”的束缚，提高了效率，节省了时间。“评价井没打完，开发方案就要跟进，各个界面结合得更加紧密，时间大大压缩，有些油田实现了当年发现、当年就完成开发方案。”田立新说。
在ODP的实施过程中，刘松要求项目组和钻完井工作人员加强配合，碰到问题立即沟通，迅速做出反应。“不像以前，经常是碰到问题再送回去研究，现场工作人员就在那儿干等着。”
通过提前介入，各路人员同时工作，工作效率提高了近一倍。由于前期介入，开发方案做得更加精细和准确，大大降低了开发风险，实现了勘探评价与ODP研究的一体化管理，为各开发项目的顺利实施打下了坚实的基础。
在这种集约化管理的模式下，渤中28－2南油田创造了渤海油田开发史上的又一个奇迹——实现了当年发现、当年评价、当年完成储量上报，这在过去至少需要三年左右的时间。
针对渤海地区在生产油田周边的中小型含油气构造较多的现状，刘松提出了“深化油藏研究、简化工程设施、优化生产模式、加速滚动开发”的大思路，对中小型油田采取“短、平、快”的建设方式和区域开发的新模式，由开发部牵头，研究院承担油藏研究、储量评价和方案设计，总地质师和总开发师共同负责，天津分公司组织专家组审查并直接上报有限公司，大大加快了项目建设进度。
从2004年到2008年，渤海地区共完成28个油气田的开发方案编制工作，特别是在2007年，一举完成了13个ODP项目。从2002年到2007年，渤海油田共完成建设油田18个，平台28座，开发井600余口，产能规模达800万立方米，为新目标的实现奠定了坚实的基础。
三、创新技术：实现油田稳产、增产
作为油田生产链的最后一环，实现在生产油田的减缓产量递减、提高采收率是实现“3000万方”的关键。
渤海的地质条件极为复杂，被业内人士喻为“一个盘子扔到地上，摔碎了还被踩上一脚”。“我们就要想尽办法把这些‘碎片’中的储量‘吃干榨净’，把‘天生’不好的油藏开采好，把‘天生’好的油藏开采得更好。”刘松幽默地说。
为了实现油田开发的高效、高产，刘松组织建立了适合渤海油田的随钻管理系统，确保在复杂地质条件下随钻的开发井都是高效井，实现油田开发的高效益。“对ODP要进行重新研究、对不确定底层要有预案研究、随钻过程中各个专业要根据不同的情况进行调整，这套体系的建立对渤海复杂油气田规避风险、提高采收率具有十分重要的意义。”高东升说。
为了提高在生产油田的产量、减缓油田递减，刘松组织油藏人员精细研究地质油藏和剩余油分布规律，优化部署调整井井位，最大限度地把地下储量变成地上产量。“他发现综合调整是一个迫在眉睫的问题，像绥中36－1等油田的产量在此前已经开始递减，进行综合调整后，不仅保证稳产，产量还有所增加。”田立新说。2003年以来，在刘松的带领下，渤海油田共进行井位调整364井次，调整幅度达65%，减少了132口低效井。
通过油田的综合调整，歧口17－3、渤中28－1、埕北等油田焕发了青春活力，老油田成功复活，有的油田保持了稳产3年的记录。目前，海上最大的综合研究项目绥中36－1一期综合调整方案将新增调整井36口，预计累计产油量将增加953万立方米。2008年9月，调整井旅大4－2－A2井日产超过500立方米（配产只有50立方米），再次创造了渤海在生产油田增产提效的奇迹。“此外，他倡导实施的滚动评价开发策略也十分有效，仅旅大10－1、旅大4－2和旅大5－2三个油田的新发现石油地质储量就高达4055万立方米，年产油能力增加100万立方米。”高东升说。“扎实的技术功底、对石油工程专业的翔实了解和广阔的视野使刘松在考虑问题时常常能够一矢中的，提出的方案往往能取得良好的效果。”田立新说。自2002年以来，通过各种优化调整并结合先进的钻完井技术，渤海油田日产量提高8212立方米，增加年产油量200多万立方米，仅渤中25－1南油田就增加可采储量1000多万立方米。