今年以来，青海油田锚定老区稳产核心地位，通过科学注采调控、升级维护工艺、效益成本管控、挖潜老井侧钻，系统推进老区原油稳产上产。截至目前，老区自然递减率同比下降2.32个百分点，综合递减率同比下降1.58个百分点，持续夯实稳产“底盘”。

01合理注采调控稳递减

成立注采调控项目组，通过精准资料录取、精细动态分析、科学研究技术政策、制定调控措施方案、强化现场组织实施，全面推进水驱开发油藏注采调控工作。截至目前，共开展井组动态分析451次，实施注采调控916井次。

02迭代维护工艺补效能

锚定检泵率≤20%年度任务目标，持续优化维护方式，加快微生物清防蜡应用推广，累计实施1654井次，平均单井生产时间延长约3.3天，老井有效生产时率提升至95%以上。

03严控措施成本增效益

围绕“主力层提液、次非层提产、非常规提效”的工作思路，持续做精“重复压裂、立体缝网压裂、压渗采一体化压裂”三项压裂核心技术。利用压裂总包、石英砂本地化等手段，累计实施压裂68口井，相比去年同期，平均单井日增油提升0.5吨，单井费用下降13%，有效降低了作业成本。

04挖潜老井侧钻盘资产

以老井侧钻代替产能井位，完善水驱井网，推广以“开窗点优选+轨迹优化+小井眼固井”为主的侧钻配套技术，盘活低效资产，探索老油田效益开发新模式。目前已投产5口井，平均单井日产油3.1吨以上，达到预期效果。

青海油田将始终坚持

“做精开发”战略举措不动摇

进一步深化地质工程一体化研究

加大技术创新

深化老区挖潜

持续提高油藏采收率