问题——高原油田稳产基础承压、增量空间需再拓展。作为保障雪域高原能源供给的重要力量，青海油田长期面临资源品位差异大、开发难度高、老油田递减压力突出等挑战。一方面，老油田进入中后期开发阶段，含水上升、递减加快、单井贡献下降等问题容易叠加，影响产量“底盘”；另一方面，致密油、页岩油等非常规资源虽蕴藏潜力，但对评价、工艺和管理体系提出更高要求，如何稳住老区的同时打开新区增量，成为油田实现“量效齐增”的关键课题。 原因——顶层设计牵引与技术路线迭代叠加发力。“十四五”以来，青海油田围绕既定工作思路，突出工程化组织与精细化治理并举，以老区提质稳产为主线、以新区规模建产为增量方向，形成“稳底盘、提效率、扩增量”的组合打法。实践表明，老油田递减并非不可控，关键在于开发理念能否从“补缺口”转向“系统治理”，在于提高采收率技术能否从单点试验走向体系建设，在于产建机制能否兼顾质量与效益、实现投入产出最优化。 影响——产量稳步增长、递减持续改善，能源保障与效益空间同步扩大。数据反映出开发态势的积极变化：“十四五”期间原油年均产量较“十三五”增长5.6%，原油日产量攀升至历史新高。老油田上，围绕“压舱石”工程，尕斯油区确立“产建与稳产并重、油井与水井并重、质量与效益并重”的新思路，聚焦“控递减、提采收率”主线，三年攻坚实现“重上百万吨”目标，自然递减率下降6.1个百分点，完全成本明显下降，并培养出百人技术团队，老区稳产能力和管理韧性同步增强。提高采收率方面，油田推进减氧空气驱、化学复合驱、微生物驱等试验与应用：减氧空气驱尕斯E31油藏累计注气1.69亿立方米、累计增油4.5万吨；面向高盐油藏的化学驱体系实现累计增油4.7万吨，采收率提高3至10个百分点；微生物体系在自主研发本源菌种与清防蜡工艺支撑下，单井降本0.51万元、洗井周期延长135天，生产时间增加15天，年累计增油1.53万吨。新区上，致密油与页岩油加快形成增长极：风西致密油通过甜点评价迭代与主体开发技术定型，平均单井日产较设计高出4吨，单井日产较开发之初提升2.4倍，含水下降39.2%，同时通过创新管理机制与合作开发模式单井投资下降超过15%；英雄岭页岩油持续攻关，明确“黄金靶体”，当前日产超百吨，并形成钻井提速与体积压裂等技术模板，为规模化复制奠定基础。 对策——以系统工程思维推进“老区精治+新区快上+技术降本”的组合拳。其一，老油田坚持精细注采与井网结构优化并重，强化水驱调整、控递减与稳产长效机制，持续巩固“压舱石”作用，避免产量波动对整体计划造成冲击。其二，提高采收率技术坚持“可复制、可推广、可评价”，不同储层类型上形成清晰的适用边界和经济性评价体系，推动试验向规模应用转化，持续释放“效益油”。其三，新区开发强化地质工程一体化，以甜点评价、工艺模板和产建组织为抓手，缩短从评价到建产的周期，并通过管理创新与协作机制降投资、提效率，在非常规资源开发中走出“技术驱动、效益优先”的路径。 前景——“稳中求进、以进促稳”态势有望延续，但仍需把握成本与技术迭代两条主线。综合看，青海油田通过老区递减改善与新区增量支撑，已形成较为清晰的增长结构：老区提供稳定底盘，新区构建新增量，三类提高采收率技术为增储增产提供工具箱。面向下一阶段，随着非常规资源开发进入更加重视规模效益的阶段，油田仍需在关键工艺持续迭代、单井贡献稳定性、全生命周期成本控制、绿色低碳与安全环保约束各上精细发力。若能继续提升技术模板的适配性与现场管理的标准化水平，叠加老油田治理经验的复制推广，油田原油开发的“曲线上扬”有望更具韧性和可持续性。
从尕斯油区重焕活力到风西油田技术突破，青海油田的实践展现了科技创新的力量。在能源供应保障和效益提升的双重要求下，其发展模式不仅巩固了西部能源基地地位，也为行业高质量发展提供了有益借鉴。未来如何将技术优势转化为持续竞争力，仍需不断探索。