柴达木戈壁之上，抽油机迎着高原劲风往复运转。历经多年开发，青海油田主力油藏已步入开发中后期，老井自然递减压力持续加剧，地下剩余油分布日趋零散，开采难度不断攀升。

　　在新区产能接替有限的现实条件下，油田不再单纯依赖打新井，而是向老油藏存量要效益，综合运用压裂、酸化、微生物吞吐、长停井复产等手段深挖剩余油潜力，让步入开发中后期的老油藏重新释放增产活力。

　　精筛靶区谋施策，把准挖潜“方向盘”。老油田挖潜，科学研判方向远胜于粗放作业。过去“见井就上、能上就上”的模式，容易造成投入产出效益失衡。

　　为此，青海油田树立措施效益优先理念，坚持“先算后干、算赢再干”，推动开发模式由规模扩张向效益开发转变。

　　油田组织技术人员对全油田长停井、低效井展开全面摸排，系统查清剩余油分布、井筒工况和储层物性，建立潜力台账，做到“一井一策”精准施策；同时，把有限措施资源优先投向尕斯中浅层、跃进二号东高点、七个泉等高效区块，集中力量开展效益挖潜。截至10月10日，高效区块实施措施324口，占比49.5%，平均单井日增油1.6吨，高于油田平均水平0.2吨。

　　各采油单位严格落实措施论证机制。采油一厂运用“六个结合”原则从严把关，截至10月10日，完成油井综合治理251口，措施有效214口，有效率85.3%；采油三厂锚定降本目标，实施七个泉油藏一层系压裂43口，平均单井日增油2.1吨，吨油措施费用较去年下降28.5%。

　　面对地质条件复杂的风险井，油田实行地质工程联合论证。每一口措施井立项实施前，均经过效益测算和多层审核，确保“干一口、成一口、见效一口”。截至10月10日，6口风险井顺利见油，日增油26.1吨，挖掘出新的增储线索，为后续增储上产提供了有力支撑。

　　巧施工艺解堵点，磨锐增产“手术刀”。找准潜力靶区后，还需以适配的工艺技术破解地层开发难题。柴达木盆地油藏类型复杂，储层致密、孔道堵塞、层间潜力难以充分动用等矛盾突出。

　　对此，油田坚持地质工程一体化，针对不同油藏特征“对症下药”，持续迭代升级各类措施工艺。

　　以压裂在致密储层构建渗流通道，以酸化疏通淤塞孔道，以微生物吞吐驱替孔隙残余原油，以补孔改层挖掘未动用层系潜力，并规模化应用集中压裂、不动管柱酸化、堵水调剖等组合工艺。柴202井作为“断缝体+页岩油”复合油藏试验井，储层改造难度极大。技术团队放弃通用改造模板，定制差异化压裂方案，搭建地层立体缝网；改造完成后，峰值日产油达到19.2立方米，取得复合油藏改造关键突破。

　　技术自主化为老区挖潜提供了硬核支撑。油田自研耐盐复合表面活性剂实现产业化落地，截至10月10日，产出700余吨，完成洗井作业3800余井次；微生物清防蜡应用规模达到2600余口井，整体替代率达54.4%，单井生产周期延长5.4天；自研专用降解菌种攻克低渗透油藏开发瓶颈，微生物吞吐措施有效率66%，投入产出比1:4.5，昆北切16区块、花土沟更N7-3-3井组依靠该技术实现降水增油。

　　精细储层改造技术，截至10月10日，油田累计完成压裂253井次、843层段，施工有效率83.1%，累计增油5.68万吨；其中，南翼山压裂措施改造阶段增油1.83万吨，尕斯中浅层增油5536吨。多项工艺协同发力，进一步夯实老区增产技术基础。

　　效益导向强闭环，激活存量“动力源”。措施增产绝非“一施了之”。坚持效益导向、强化全流程闭环管控，是持续释放存量效益潜力的关键。

　　青海油田统筹技术攻关与成本管控，强化施工监管，做实措施后评估，淘汰低效工艺，推广低成本成熟技术，并依托大修、老井恢复等手段盘活长停井与低效井，延长老油藏经济开发周期。

　　油田发挥井下大修技术优势，推广复合打捞、穿心打捞工艺，处置套管破损、管柱腐蚀等井下故障。截至10月10日，完成油水井大修22口，工序合格率90.5%，一批搁置疑难井恢复生产。

　　低成本工艺规模化落地见效。依托自研产品优势，油田推广微生物吞吐、不动管柱酸化、表活剂解堵等低成本工艺，截至10月10日，累计实施619井次，日增油307.8吨。其中，不动管柱酸化实施555井次，日增油279.3吨，吨油措施成本较常规酸化下降30%，降本增效成效显著。

　　同时，油田建立评估反馈闭环，跟踪油井生产动态，复盘工艺实施效果，动态优化开发方案。针对尕斯E31油藏开展层系、井网、流线重构治理，对尕斯中浅层高含水井实施提液治理，40口井日增油25.2吨。截至10月10日，主力油藏自然递减率控制在9.7%，同比下降0.1个百分点，守住了老油田稳产底盘。

　　戈壁瀚海之间，老油藏稳产增产的实践仍在持续推进。高原石油人用实践印证：老油田不等于衰减油田。找准技术路径、做实效益开发，存量阵地同样能产出金色希望，为油田高质量发展筑牢根基。（通讯员：焦玉娟 赵云南 徐垚）