问题——老油田进入高含水、强递减阶段后，地下剩余油分布更零散、更隐蔽，常规措施的边际效益持续走低；同时，井筒结构复杂、井况老化引发的窜流、工具失效、打捞等问题增多，直接影响注采关系稳定和储量动用水平；井下作业的效率、精度和一次成功率，正成为稳产增效的关键因素。 原因——一方面，长期开发使大庆油田主力层系能量衰减、含水上升，增产更依赖精细化的“找油”“动油”手段；另一方面，部分区块井网密、老井多，井况差异大，治理难度明显上升，施工如果缺少精准控制和成套工艺支撑，容易出现改造半径不足、裂缝走向偏离、治理后复发等情况，削弱措施效果。 影响——从现场实践看，技术升级正在改变以往偏“粗放”的改造路径。在连续油管压裂施工中，技术人员对地下流体进行更精确的调控，使其在岩石孔隙与人工裂缝之间建立更有效的连通通道，促进剩余油向井筒聚集。水力喷射压裂技术则以更高分辨率对准剩余油富集点实施改造，目前已累计在31口井应用，成为精准挖潜的重要手段。同时，疑难井治理能力提升带来的效果也更直接：减少无效作业、降低开发风险、巩固注采平衡，为稳定产量曲线提供支撑。 对策——围绕“高质量服务油田”的主线，该公司在“十五五”开局的关键节点，聚焦稳油增气任务，梳理技术进展与生产痛点，明确以科技创新带动质量效益提升的路径：一是以问题为靶向推进攻关，将现场“急难问题”纳入科研选题，形成从发现问题、方案设计验证到规模化推广的闭环；二是以疑难井治理为突破口，提升“治得住、治得稳”的能力，研发并应用磁探测收鱼等手段，提高复杂井况处置效率；三是推进“异井眼报废”等技术迭代，通过先行试验验证、再扩大应用规模，逐步实现高风险井段的彻底封隔和隐患消除，降低层间窜流风险，维护油水井注采关系稳定；四是面向“提动用、控含水、控递减”目标，推动压裂挖潜技术体系升级，强化数据分析与方案优化，探索低产低效井转方式等成套工艺协同，提升措施针对性和产出确定性。数据显示，涉及的治理与改造举措带动修复率、成功率保持在较高水平，压裂挖潜增油强度同比提升，并培育形成一批高效井，为老区稳产提供新增支点。 前景——业内人士认为，老油田后期开发比拼的是精细管理与技术“穿透”能力。随着数字化方案优化、精准压裂、井筒治理等技术更融合，井下作业将从“单点提效”转向“系统增效”，通过更准确的储层识别、更可控的裂缝改造、更可靠的井筒完整性管理，把“剩余油”转化为“可采油”，把“风险点”转化为“稳定点”。在油田开发从规模扩张转向质量效益提升的背景下，这类面向复杂条件的技术供给，有望成为稳产增效的重要增长点。
老油田稳产不是简单延长开发周期，而是以更高精度、更低风险、更优成本重塑地下开发逻辑。向技术要产量、向创新要效益，既是应对递减压力的现实选择，也是推动能源基地高质量发展的必经之路。随着更多关键工艺从试验走向规模应用，老区“剩余油”将更系统地转化为“新动能”，为保障能源安全与产业升级提供更有力的支撑。