问题——开发超过50年的杏南等老油田已进入高含水开发后期，稳产难度持续增加。油藏动用不均，剩余油分布零散，传统粗放式措施难以精准见效；水驱矛盾突出，高含水井产水量大、含油量低，地层能量与采出效率失衡，导致产量递减加快；部分井因井况老化、工艺适应性不足等问题，长期处于低效甚至停产状态，增产潜力被分散的剩余油所限制。 原因——老油田经过长期开发，储层形成复杂的高渗通道，注入水优先沿优势通道流动，驱替效率下降；不同层系和井网的含水率、压力及产能差异显著，"一井一况"的特点要求治理方式从粗放转向精细。此外，地面系统能耗与天然气用量随高含水采出液处理量增加而上升，成本压力倒逼开发模式向提质增效转型。 影响——若产量递减问题得不到有效控制，不仅会削弱老区稳产能力，还将增加措施作业频率和单位增油成本，陷入"治理越难、成本越高"的恶性循环。反之，若能实现剩余油精准动用、产能恢复和递减率降低，将为油田稳产提供有力支撑，并能耗管理诸上创造显著效益。 对策——针对剩余油分散、治理对象差异大的特点，该作业区聚焦"精准诊断、对症施策、动态优化、系统协同"四个环节，推动开发策略从单井治理向单元整体挖潜转变。 1. 强化诊断分型，明确治理方向。对56口低产低效井进行三维综合诊断，分析含水率、压力、层系贡献等关键参数，为措施制定提供依据。 2. 实施"一井一策+一层一法"，提高措施针对性。对高含水井采用"深部调驱+多级暂堵压裂"组合技术，改善驱替效果；对低压低效井应用"移动气举+泡沫排水"工艺，降低举升负荷；对长停井通过补孔、压裂、修井等措施恢复生产，已成功复产7口井。 3. 依托数智化平台实现闭环管理。通过24小时动态监测与远程调控，实时评估措施效果并优化参数，减少试错成本。 4. 统筹注采与地面系统协同增效。实施精细注水、水质提升等13项配套措施，配注合格率提升1.1%；推广低温集输技术，累计减少天然气消耗6万立方米，实现产量与能耗的平衡。 前景——目前专项行动已治理32口井并推动长停井复产，自然递减率下降1.4个百分点，老区稳产基础得到巩固。"一井一策"不仅是短期措施，更是一套适用于高含水油田的精细开发方法：以数据驱动、分层分井治理为核心，持续提升剩余油动用效率。随着技术手段完善，老油田仍有望通过精细管理实现稳产增效。
在能源安全战略加快的背景下，大庆油田的实践表明：老油田是宝贵的资源而非负担；通过科技创新盘活存量资源，正成为油气行业应对"双碳"目标与保供挑战的关键。该探索为国家能源安全提供了可持续的发展路径。