控制好“三率”是延长老油田生命周期的“起搏器”。今年年初以来，青海油田在油藏开发上突出稳定老区、上产新区两条主线，实施“精细注水控递减、有效动用提采速、二三结合增可采、评价新区快上产、管理创新夯基础”五大工程，以此助力生产原油228万吨、自然递减率降低1%以上、动用程度提高3%以上三个目标的实现。
围绕老油田“体能缺水”的实际，青海油田成立9个综合治理项目组，统一协调精细注水工作，每月定期开展注水巡视，咬定注水目标不放松。针对平面注采矛盾，重点开展欠注井治理、老井转注及新投注水井等工作；对部分主力油藏突出的层间矛盾，有针对性地开展注水井分层酸化、换封、分注等工作。上半年，共完成注水井措施549井次，累计增注24.78万立方米，同比多增注11万立方米。花土沟油田通过强化井组动态分析，精细注采调控，前8个月自然递减率控制在3.5%，同比下降2.2%。
为有效动用探明储量，提高采收率，青海油田在南翼山V油组建立低渗难采储量动用示范区，优先选择油气富集层段。以小层为主体，采用“水平井+体积压裂”的开发方式提升油田开发水平。南VH10-16井投产后日产油11.2吨，产量是直井的4倍，提升了低品位难采储量动用的潜力。
通过二三结合增加可采储量，进一步提高老区采收率。青海油田将利用5至8年时间储备大幅度提高采收率技术。今年首次在尕斯N1-N21油藏井网重组、尕斯E31油藏开展减氧空气重力驱开发试验。
评价新区快上产，降低建产投资。吐哈油田遵循“三论证、三控制”原则，实施“五个优化”，突出达标管理，效益建产。按照效益倒逼机制，优选项目，控制投资，今年万吨产能投资将下降17.9%。
同时，深入推进项目管理、一体化建产、区块大包的产建管理模式，充分发挥市场竞争和“批发整包”的优势，做到“地质、钻井、投产、地面”等环节无缝衔接，实现储量与产量一体、增储和上产同步。英东、花土沟、油砂山、乌南、南翼山、跃进二号等油田阶段自然递减率均得到控制，开发指标持续向好。
