青海油田在花土沟油田开展微生物清防蜡现场试验攻关，进一步探索丰富提高油田采收率的技术手段。截至12月18日，开展微生物清防蜡36井次，措施有效率76%，平均单井延长洗井周期30天。
青海油田是世界海拔最高的油气田，地质结构复杂，地理环境多变，勘探开发成本相对较高。今年，受低油价影响，油田投资、成本大幅压减，勘探开发、产能建设、措施工艺等方面的成本管控面临更严峻的挑战。对此，青海油田在技术上精益求精，打好科技创新牌，推动新区上产、老区稳产及效益增产，在低成本“深水区”拿效益产量。
受低效井增多、设备老化等因素影响，“十三五”前期，油田机采指标逐年变差。青海油田扎实开展机采提效工作，今年共治理油井3456口，治理井平均泵效29.86%，提高了6.4个百分点。泵效、系统效率较2019年分别提升2.78、0.51个百分点。针对地层水高矿化度的特性，油田因地制宜实施调驱调剖工艺，截至11月底，调剖调驱累计增油超过1万吨。攻关研究“二三结合”试验，自主研发出耐高矿化度驱油用表活剂，突破了化学驱在异常高盐油藏矿化度适用界限，岩芯驱替提高采收率20%以上，试验区累计增油1.65万吨。
为了确保油藏喝上“纯净水”，针对当前水处理加药量大、污泥量大、处理费用高等问题，青海油田攻关研发了新型药剂体系，药剂费用降低25%，药剂污泥降低50%。面对乌南、昆北、花土沟、跃进油田沿程硫酸盐还原菌滋生、硫化物上升的问题，青海油田采用生物激活剂对沿程硫酸盐还原菌治理，水质达标率94.27%，高于股份公司4个百分点。持续攻关完善智能分注技术，自主设计管缆连续油管+智能分注及直穿电缆式封隔器，密封达到100%，施工效率提高了45%。精细注水工艺稳步推进，有效保障了油田注水各项指标稳步提升。
青海油田立足各油藏主要矛盾，压裂工艺对症下药，大力推进成熟工艺推广、配套工艺完善、重点工艺攻关，为油田新区上产、老区稳产及效益增产提供了技术支撑。结合尕斯N1下段油藏特点，以“区域整体布缝、提高油藏整体采收率”为思路，开展了尕斯N1下段整体压裂建产工作，累计施工48井次，累计措施增油3.19万吨。在油砂山、南翼山、尕斯N1下段油藏实施直井缝网压裂工艺，开展“一藏一工艺、一井一对策”差异化设计，累计推广161井次，增油7.47万吨。同时，从设计源头开展控成本、增效益工作，精简施工步骤和施工工艺，优化低成本压裂液体系，推广石英砂支撑剂，应用自主研发压裂工具，累计节约压裂成本1254.4万元。
