原油开发围绕“精细管理、科技创新”两条主线，实施四大工程，产能建设采取“三统五包”管理模式，优化资源配置，实现了快速、高效建产。截至8月1日，青海油田原油产量逆势增产创三年来新高。

青海油田是个勘探开发了64年的老油田。2020年受新冠疫情和油价“寒冬”的影响，青海油田转变开发思路，调整开发方案，突出效益开发。通过优化产能部署、精细开发管理、推进三次采油试验，产能建设强化创新驱动，围绕“老区内部挖潜滚动扩边，新区精细评价”三个层次，已经完成年度总工作量的81%。开发、产能建设取得了成效。

油田开发突出优化部署，提高效益回报。青海油田按照“内部挖潜、滚动扩边、精细评价”的思路，精选地质甜点，增储建产一体，精细测井解释。在南翼山Ⅲ+Ⅳ、英东等老区，按照层系细分、局部完善井网的思路部署产能，新井投产119口，平均单井日产油同比提高0.38吨。在风西、英中、切探2井区等新区，突出勘探开发一体化，风西102井日产油达35立方米，风平1井实现2年稳定试采，累产油4700吨。

深化油藏精细研究，夯实效益基石。青海油田坚持开发问题导向，深化开发单元、注采系统和剩余油潜力认识。突出重点区块，优化治理方案，先后3次对综合治理及精细注水方案进行了优化，控减成本超亿元；深化地质认识，实施分类治理，针对9个“双高”油藏，突出构建砂体注采系统，完成油水井措施204口；强化系统治理，改善注水水质，水处理站出口水质达标率保持在97%以上；完善低成本压裂改造技术，节约费用637万元。

加快三次采油试验，支撑油田效益发展。开展尕斯E31减氧空气重力驱试验，储备中高渗提高采收率技术，跃6-35-1井的产量是同区油井产量的5倍以上。开展尕斯N1-N21油藏化学驱试验，探索高矿化度油藏三采技术，累计增油7000多吨，采收率预计可提高12%。开展切12井区减氧空气重力驱试验，储备砂砾岩提高采收率技术，预计采收率可提高18%。

强化管理创新，提升质量效益。针对油田开发需要，开展提质增效专项行动，调减了风西、英中等高风险新区和尕斯、花土沟等投资较高的老区产能25.06万吨，增加了英东、南翼山等效益较好区块产能3.06万吨，降低投资数亿元。强化老区管理，做好油水井维护、洗井等日常工作，分注合格率同比提高4.9%。优化措施结构，以单井效益评价为基础，减少高成本、周期长的油井措施169口。减少非主力区块、非主体部位的水井措施106口，累计优化生产费用超亿元。