2026年老油田挖潜增效技术应用实践

2026/04/222026年老油田挖潜增效技术应用实践汇报人:1234CONTENTS目录01

老油田挖潜增效的背景与战略意义02

技术创新：精细挖潜与智能升级03

管理革新：协同机制与数字化赋能04

绿色转型：低碳开发与可持续发展05

典型案例分析：油田实践成效06

行业价值与未来展望老油田挖潜增效的背景与战略意义01开发年限与产量贡献我国陆上老油田开发已逾60年，如渤海油田、吉林油田等，目前仍贡献着全国70%以上的原油产量和储量，是稳产上产的主力军。开发阶段与核心矛盾多数老油田进入高含水后期开发阶段，综合含水率超85%，可采储量采出程度超70%，剩余油分布高度分散，油水关系复杂，呈现"两低"(低渗透、低丰度)、"双高"(高含水、高采出程度)及"多井低产"特征。自然递减与稳产压力老油田普遍面临自然递减压力，尽管渤海油田通过技术创新将自然递减率控制在9.5%的行业领先水平，但多数老油田仍需应对产量逐年下滑的挑战，如吉林油田扶余区块需通过精准挖潜实现增油。技术与管理瓶颈制约传统粗放式开发模式效率低下，部门条块分割导致协同困难；低渗透油藏、稠油开发等技术难题亟待突破，如玛湖油田因储层强水敏性，传统注水开发几乎失效，亟需创新技术解决方案。老油田开发现状与面临挑战挖潜增效对能源安全的战略价值夯实国内原油稳产根基老油田通过挖潜增效，如渤海油田2026年一季度油气产量突破千万吨油当量，为2026年国内原油保持2亿吨稳产目标提供核心支撑，巩固能源供应基本盘。提升资源利用效率与采收率吉林油田扶余区块通过精准定位剩余油，2026年前十个月措施增油3.59万吨；胜利采油厂应用“3+2”井网精调技术，数模预测采收率提高16个百分点，最大化开发利用现有资源。降低对外依存度与成本优势冀东油田通过“一井一策”治理长停井，复产成本远低于钻探新井；长庆油田水平井定点化学堵水技术累计增油超8700吨，以存量挖潜减少对外部资源依赖，增强能源自给能力。保障能源安全的绿色低碳路径新疆油田应用“二氧化碳全域驱替”技术，年注入10万吨二氧化碳实现增油与降碳双赢；渤海油田秦皇岛32-6油田群岸电项目年减排二氧化碳175万吨，推动能源安全与绿色发展协同。2026年行业政策与技术发展趋势国家战略引领增储上产《“十五五”能源发展规划》明确2030年国内原油产量稳定在2亿吨以上，天然气产量突破3000亿立方米，通过税收优惠、财政补贴等激励企业加大勘探开发投入。绿色转型与数智化政策导向政策要求新建油田项目同步规划CCUS设施，对风光储一体化供电钻井平台给予电价补贴，强制披露甲烷逃逸数据，倒逼行业采用智能泄漏检测与修复技术。智能化勘探技术重塑资源发现三维地震勘探、人工智能地质建模与大数据分析深度融合，如中国石油部署昆仑大模型，实现地质数据实时解析与储层预测，在渤海湾盆地发现多个亿吨级浅层油田，单井产量较传统方法提升30%。非常规油气开发技术突破成本瓶颈水平井体积压裂、智能完井技术与纳米驱油剂协同应用，使低渗透油藏采收率突破25%，长庆油田通过“智能分注+纳米堵漏”技术将致密油开发成本降至每桶45美元以下。数字化油田管理提升运营效率物联网传感器、数字孪生与边缘计算技术普及，推动油田“无人化、少人化”转型，胜利油田部署5G专网与AI生产优化系统，单井故障率下降40%，人工巡检成本减少60%。技术创新：精细挖潜与智能升级02低产井复活术：侧钻治理技术应用

侧钻治理技术原理通过优化钻井轨迹，精准命中地下剩余油"甜点"，实现老井产量提升。

渤海油田侧钻成效渤海油田推广侧钻治理技术，部分井日产油量从几吨跃升至超100立方米，实现老井"逆袭"。

吉林油田侧钻实践吉林油田2026年J7-21.1井等短水平井应用侧钻技术，油层钻遇率94%，实钻甜点长度252米，助力效益建产。

青海油田侧钻成果青海油田推广以"开窗点优选+轨迹优化+小井眼固井"为主的侧钻配套技术，已投产5口井，平均单井日产油3.1吨。

川庆钻探悬挂小套管固井工艺川庆钻探长庆固井公司采用"悬挂小套管固井工艺技术"，于44－32井成功应用，减少材料使用量，降低施工成本，为后期二次改造留有余地。智能注采系统：流场调控与精准注水

01智能流场调控：从“注够水”到“注采协同”传统注水补充地层能量模式升级为智能流场调控，注水理念从“注够水”转变为“注采协同”，根据每口井的实时动态精准调控。例如在绥中36-1油田F区，受益井组日增油超过20立方米。

02规模化应用智能注采技术，控制自然递减率2025年，中国海油规模化应用智能注采技术，将海上油田的自然递减率控制在9.5%的行业领先水平，有效延缓了老油田产量衰减速度。

03精准注水：优化注采结构，提升开发效果通过精细的油藏数值模拟，结合老油田不同区块渗透率、孔隙度等参数，调整注水井的注水强度和注水方式。例如在某老油田，将部分笼统注水调整为分层注水后，油井含水率下降了15%，采收率提高约8%。压裂技术突破：大型压裂船与组合工艺

国内首艘集成式大型压裂船填补海上空白渤海油田前瞻性建造国内首艘集成式大型压裂船，填补了我国海上油气压裂增产技术与工程装备的空白，为规模化开采海上低渗透油藏这类难动用资源提供了核心工具。

氮气+化学调剖+二氧化碳组合工艺提升热波及效率辽河油田欢采厂对齐108-08-08C井应用“氮气+化学调剖+二氧化碳”组合工艺，补充地层能量，提升热波及效率，该井最高日产量达6.5吨，开井95天阶段增油362吨，齐108-1-05井实施后累计增油735吨。

海水基压裂液解决远海储层改造难题长城钻探自主研发海水基压裂液，能耐受高矿化度海水和高温，成功解决了远海储层改造的难题，为海上油田的压裂作业提供了技术支持。二氧化碳驱替：增油与降碳双赢模式破解强水敏油藏开发难题

新疆玛湖油田针对储层遇水膨胀堵塞孔道的世界级难题，创新应用“强敏感致密油藏二氧化碳全域驱替”技术，直井最高日产油量超14.2吨，破解了传统注水开发效率低下的困局。精准注入与高效驱油技术体系

通过“压裂引效”技术开辟二氧化碳精准通道，建立有效注采关系成功率超85%；结合“气驱监测”技术实时刻画气驱前缘，实现动态调整与风险预警，保障开发安全性与可控性。显著的综合效益与战略价值

该技术预计可使油藏最终采收率提高20个百分点以上，年注入10万吨二氧化碳实现永久封存，推动玛湖地区约2.6亿吨难采储量效益开发，实现增油、降碳与储量解放的三重价值。水平井技术：多井型立体挖潜实践01水平井侧钻治理：老井复活与产能提升渤海油田推广侧钻治理技术，优化钻井轨迹精准命中剩余油"甜点"，部分井日产油量从几吨跃升至超100立方米。川庆钻探长庆固井采用"悬挂小套管固井工艺技术"，于44－32井成功应用，减少材料使用量，降低施工成本，为后期二次改造留有余地。02短水平井部署：复杂断块油藏高效开发吉林油田2026年J7-21.1井顺利完钻，油层钻遇率94%，实钻甜点长度252米。其创新"大平台+定向井+短水平井"多井型立体挖潜模式，通过"断阶体分层靶区独立控制+多井型动态组合"设计，实现复杂断阶箱体内单井控制储量最大化与井间干扰最小化。03丛式井与水平井组合：储量控制与井网优化玉门油田部署254口水平井实现稳产。胜利油田河口采油厂依托老井侧钻等技术强化储量控制，通过定向侧钻精准挖掘油水过渡带潜力，构建平面、层内、层间立体挖潜体系，使埕东油田东区油藏采收率突破60%。04水平井压裂与堵水：低渗与高含水治理突破长庆油田水平井定点化学堵水技术累计试验应用17口井，施工成功率100%，有效率88.2%，阶段累计增油超8700吨。渤海油田建造国内首艘集成式大型压裂船，填补我国海上油气压裂增产技术与工程装备空白，为海上低渗透油藏规模化开采提供核心工具。管理革新：协同机制与数字化赋能03铁三角组合：生产、科研、技术一体化以渤中作业公司（生产端）、渤海石油研究院（科研端）、工程技术作业中心（技术端）形成固定协同组合，实现从方案设计到现场施工的无缝衔接。低产井治理：三方协同快速落地技术措施在低产井治理过程中，铁三角团队紧密协作，确保技术措施能快速、精准落地，有效提升老井产量，例如侧钻治理技术可使部分井日产油量从几吨跃升至超100立方米。全链条智能化：数据与系统赋能管理协同通过数字化工具打通管理经脉，实现从生产端智能管控（如渤中19-6气田精准调控日产油增近200立方米）到后勤保障智慧升级（如塘沽码头智慧供水系统将拖轮补水时间从10小时压缩至1小时），大幅提升决策和响应速度。跨部门协同：铁三角闭环攻关模式全链条智能化：生产管控与后勤保障升级生产端智能管控：精准调控提升产量通过智能系统对生产过程实时监控与动态调整，实现产量优化。例如，渤中19-6气田应用智能调控技术后，日产油增近200立方米，有效提升了生产效率与采收率。后勤保障智慧升级：降本增效提服务数字化工具赋能后勤管理，显著压缩作业时间与成本。如塘沽码头智慧供水系统将拖轮补水时间从10小时压缩至1小时，大幅提升了后勤保障的响应速度与服务质量。数据驱动决策：打通管理经脉全链条智能化实现数据共享与系统协同，让决策更科学、响应更快速。从生产参数优化到后勤资源调配，数字化工具贯穿各环节，提升了老油田整体运营的智能化水平与管理效能。一井一策：差异化治理方案制定精准诊断：老井潜力的再评估对每口长停井或低效井进行CT扫描般复查，重新核算剩余油分布，摒弃“一刀切”粗放模式，锁定层段潜力、相邻层未动用资源、已开发层段回采等目标。如冀东油田高浅北区技术团队发现“低效”常源于层位不匹配或工艺不适应。定制方案：三类核心治理路径针对层段有剩余潜力的井实施转段吞吐，对相邻层有未动用资源的井实施换层吞吐，对已开发层段开展回采吞吐。渤海油田推广“一井一策”，对低产井实施侧钻治理技术，部分井日产油量从几吨跃升至超100立方米。动态优化：方案实施的闭环管理建立“发现问题-联合攻关-快速应用”的闭环机制，根据施工实时数据调整参数。吉林油田扶余区块通过“地质工程一体化审井定方案+方案二次优化再定方案”，结合压裂参数设计“六步法”，实现方案到位率和经济有效率提升。效益监控平台：数据驱动决策优化

实时生产经营数据监控吉林油田依托自主研发的效益监控平台，实现对生产经营数据的实时监控和智能分析，推动管理效率与经营效益的双重提升，向精细化管理要效益。

单井核算体系数字化重塑针对老油田效益资源接替不足等难题，吉林油田对传统单井核算体系进行“四个改变”重塑，优化核算责任主体、数据来源、作业流程及核心关注点，提升基本管理单元提质增效水平。

动态跟踪与参数调整机制扶余油田通过建立动态跟踪机制，实时监控措施井生产状态，及时进行参数调整，有效减少低效无效井产生，其措施井经济有效率提升2.4%，实现精准施策与效益双增。绿色转型：低碳开发与可持续发展04岸电项目：海上油田能耗效率提升

秦皇岛32-6油田群岸电项目渤海油田秦皇岛32-6油田群岸电项目，通过海底电缆输送陆上绿电，替代平台传统燃气发电机，每年可减排二氧化碳175万吨，吨原油开采能耗降低15%，能耗效率显著提升。

岸电项目的核心优势该项目是渤海油田在绿色转型上展现的后发优势，不仅大幅降低了碳排放，还通过使用陆上绿电有效提升了能源利用效率，为海上油田的可持续发展提供了有力支撑。玛湖油田：强敏感致密油藏二氧化碳全域驱替技术新疆油田针对玛湖油田储层强水敏特性，创新应用“强敏感致密油藏二氧化碳全域驱替”技术，直井最高日产油量超14.2吨，年注入10万吨二氧化碳，预计采收率提高20个百分点以上，推动约2.6亿吨难采储量效益开发。吉林油田：亚洲最大CCUS-EOR示范项目吉林油田建成亚洲最大的CCUS-EOR示范项目，将二氧化碳注入地下封存并提高原油采收率，实现“变废为宝”的经济效益与“固碳减排”的社会效益双赢，为老油田绿色低碳发展提供关键技术支撑。青海油田：“定制药剂”技术提升波及体积青海油田针对柴达木盆地油藏特性，通过降低油水界面张力和改善岩石润湿性解决砂岩堵塞，采用乳化性能控制技术提升碳酸盐岩油藏波及体积，形成“溶栓通堵”与波及体积扩大双重技术路径，在63口井应用累计增油超2570吨。CCUS技术：二氧化碳捕集与封存应用新能源融合：风光发电与油田生产协同

大型风电项目助力绿色生产吉林油田昂格莱草原55万千瓦风电项目，作为中国石油单体规模最大的风电项目之一，已稳定运行并产生显著效益，为油田生产提供清洁电力。

"零碳工厂"示范区建设吉林油田在新立采油厂等区域成功打造"零碳工厂"示范区，通过风光发电与油田生产场景的深度融合，实现了区域用能的100%清洁替代。

海上油田岸电项目减排成效显著渤海油田秦皇岛32-6油田群岸电项目，通过海底电缆输送陆上绿电，替代平台传统燃气发电机，每年可减排二氧化碳175万吨，吨原油开采能耗降低15%。零碳工厂：清洁替代与绿色生产实践

风光发电与油田生产深度融合吉林油田在新立采油厂等区域成功打造“零碳工厂”示范区，通过风光发电与油田生产场景的深度融合，实现了区域用能的100%清洁替代。

海上油田岸电项目减排成效显著渤海油田秦皇岛32-6油田群岸电项目，通过海底电缆输送陆上绿电，替代平台传统燃气发电机，每年可减排二氧化碳175万吨，吨原油开采能耗降低15%。

CCUS技术实现增油降碳双赢新疆油田应用“强敏感致密油藏二氧化碳全域驱替”技术，每年“吞”下10万吨二氧化碳，实现增油与降碳双赢；吉林油田建成亚洲最大的CCUS-EOR示范项目，有效提高老油田原油采收率并封存二氧化碳。

电驱设备与光伏供电系统应用长庆油田通过采用电驱压裂设备与光伏供电系统，实现单井碳排放下降20%，获评全球首个“零碳油田”称号，推动绿色低碳生产。典型案例分析：油田实践成效05渤海油田：千万吨产量与9.5%自然递减率

2026年一季度产量突破千万吨油当量作为我国最大海上油田，渤海油田在2026年一季度油气产量历史性地突破了一千万吨油当量，实现产量"开门红"，展现了开发超过60年老油田的持续活力。

自然递减率控制在9.5%的行业领先水平2025年，中国海油规模化应用智能注采技术，将渤海油田的自然递减率控制在9.5%，达到行业领先水平，有效对抗了老油田的自然递减趋势。

技术攻坚实现"榨干吃净"精细化挖潜通过"一井一策"和定制化技术攻关，如低产井侧钻治理使日产油量从几吨跃升至超100立方米，智能流场调控实现井组日增油超20立方米，以及国内首艘集成式大型压裂船的应用，实现了对剩余、难动用原油的高效开采。

管理协同助力"一体化"高效作战建立渤中作业公司（生产端）、渤海石油研究院（科研端）、工程技术作业中心（技术端）的"铁三角"闭环攻关机制，并借助全链条智能化赋能，如智能管控使气田日产油增近200立方米，智慧供水系统大幅压缩拖轮补水时间，提升了决策和响应速度。连续四年双盈利的发展态势2025年，吉林油田再次实现上市与未上市业务“双盈利”，标志着这家开采超过六十载的老油田已连续四年保持稳健强劲的发展态势，为吉林地区经济振兴注入能源动力。老井“满血复活”的技术实践吉林油田大老爷府作业区对已停产6年的老2-24井实施压裂施工技术，通过高压将液体注入井底撑开岩石裂缝，成功使其“满血复活”，为老井挖潜增效树立典范。多井型立体挖潜与效益建产2026年，吉林油田着力打造“大平台+定向井+短水平井”多井型立体挖潜模式，J7-21.1井作为当年产能建设第一口短水平井顺利完钻，油层钻遇率94%，实钻甜点长度252米，拉开新一年效益建产序幕。扶余老区精准挖潜的显著成效2026年前十个月，吉林油田扶余老区通过精准定位剩余油，实施“地质工程一体化审井定方案+方案二次优化再定方案”双轮驱动技术路线，实现措施增油3.59万吨，经济有效率提升2.4%。吉林油田：连续四年双盈利与老井复活辽河油田：组合技术与SEC储量提升单击此处添加正文

“氮气+化学调剖+二氧化碳”组合工艺增效显著齐108-08-08C井应用该组合工艺，补充地层能量，提升热波及效率，最高日产量达6.5吨，开井95天阶段增油362吨；齐108-1-05井连续两个周期实施后累计增油735吨，含水率下降至83.7%。“十个一千”工程推动老井挖潜辽河油田拓展实施“十个一千”工程，包括千口长停井治理、千口稠油井吞吐分注、千口低产低效井治理等，截至2026年3月13日，累计实施增产措施1200余井次，实现日均增油700吨。SEC储量管理与增储专业团队建设辽河油田将SEC储量替换率大于1作为基本要求，视PD（证实已开发储量）为核心资产，组建近100人的PD增储专业团队，完善老区井网，提高储量动用效率，力保储采平衡。SAGD技术提升稠油采收率辽河油田应用SAGD（蒸汽辅助重力泄油）技术，使采收率提高30%，其中杜84块SAGD连续6年保持百万吨稳产，为稠油老油田高效开发提供关键技术支撑。冀东油田：长停井治理与日产飙升案例

“一井一策”：差异化治理唤醒沉睡资产冀东油田陆上作业区摒弃“一刀切”粗放模式，化身“地质医生”对长停井进行CT扫描式复查，精准锁定三类潜力目标：转段吞吐、换层吞吐、回采吞吐，实现“停而未废、潜力待挖”。

逆袭样本：高新110-7侧平1井的“重生”该井曾长期低效甚至停产，技术人员发现周边地质甜点“余粮”，实施换层吞吐改造后，复产初期日产油量一举突破5.56吨，从“半死不活”跃升为高产井。

盘活资产：老油田的“经济大账”与战略价值截至2026年初，作业区已完成46口长停低效井“对症施策”，23口顺利复产见效。盘活老井成本远低于钻探新井，实现“地面资产、地下资源”双重盘活，成为东部老区稳产上产重要增长极。新疆油田：强敏感油藏CO2驱替技术突破破解世界难题：CO2驱替破解水敏性油藏开发禁区玛湖油田储层具强水敏特性，遇水易膨胀堵塞孔隙，常规注水开发失效。新疆油田科研团队创新采用CO2作为驱替介质，利用其与原油混相降低粘度、膨胀原油体积且不引发储层敏感反应的特性，成功破解世界级开发难题，应用该技术的直井最高日产油量超14.2吨。精准注入技术：压裂引效与气驱监测实现高效驱油为确保CO2精准进入目标油层并有效驱油，团队创新“压裂引效”技术，通过差异化压裂设计匹配裂缝长度与CO2波及范围，建立有效注采关系成功率超85%；同时完善“气驱监测”技术，构建地下空间监测体系，实现对CO2前缘运动的精准刻画与风险预警，提升开发安全性与可控性。三重战略价值：增油、降碳与解放难采储量该技术预计可使此类油藏最终采收率提高20个百分点以上；年注入10万吨二氧化碳实现“变废为宝”，助力“双碳”目标；技术工业化推广后，可推动玛湖地区约2.6亿吨同类型难采储量效益开发，为油田长期稳产上产提供坚实资源与技术基础。行业价值与未来展望06核心驱动力：技术创新需“一地一策”成功关键在于针对自身油藏“病症”研发专属“手术刀”，如渤海的侧钻与海上压裂、胜利的压驱、大庆的注水，均是定制化技术应用的典范。关键保障：管理革新打破“部门墙”老油田挖潜需建立生产、科研、工程紧密捆绑的协同机制，形成“发现问题-联合攻关-快速应用”的闭环，将技术潜力转化为实际产量，如渤海油田“铁三角”闭环攻关模式。未来方向：紧扣绿色与智能发展趋势降低碳排放、提升智能化水平已成为提升竞争力、降低运营成本、保障安全生产的必选项，渤海油田岸电项目、无人平台探索及新疆油田CCUS技术应用均是有力证明。可复制方法论：技术定制与管理协同2026-2030年技术发展方向预测智能化与数字化深度融合人工智能、大数据、物联网等技术将进一步渗透到油田勘探开发全流程，实现油藏动态监测、智能决策与生产优化的一体化，如AI驱动的实时油藏数值模拟和智能井场无人化管理将成为主流。绿色低碳技术规模化应用CCUS（碳捕集、利用与封存）技术将在老油田广泛推广，结合风光等新能源供电，推动油田开发向“零碳”目标迈进，预计到2030年，重点油田碳排放强度将降低20%以上。非常规油气开发技术突破针对页岩油、致密油等非常规资源，水平井体积压裂、纳米驱油剂等技术将持续优化，单井产量和采收率进一步提升，成本持续下降，成为老油田产量接替的重要支撑。老油田二次开发技术体系完善重构地下认识、重建井网结构、重组地面流程的“三重”技术路线将不断深化，结合“一井一策”精准挖潜，推动老油田采收率整体提升至50%以上，延长经济开发年限。老油田与页岩油、海上油田协同发展

老油田：稳产基石与挖潜主力2025年国内原油产量2.16亿吨，老油田贡献超70%的储量和产量，通过精细挖潜、技术创新（如渤海油田自然递减率9.5%）筑牢稳产根基。

页岩油：战略接替与技术突破2025年全国页岩油产量突破850万吨，新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳三大示范区形成30余项核心技术，成为重要增长极。

海上油田：增量引擎与深水跨越海上油田产量增量占全国60%以上，2025年渤海油田原油产量突破3600万吨，渤中26-6、垦利10-2等亿吨级项目持续释放产能。

协同路径：技术共享与资源优化老油田成熟开发经验反哺页岩油、海上油田，三者通过技术共享（如智能注采、CCUS）、资源优化（储量动用、成本控制）共同支撑202