截至4月28日，在尕斯、南翼山等原油产能建设现场，青海油田新开钻106口井，进尺同比增加1.55万米，建设项目多点齐发、高效推进。
近年来，青海油田新增资源逐渐向非常规转变，开发对象趋于复杂低劣，加之投资成本投入趋紧，原油平均单井日产量总体呈下降趋势，效益建产难度逐年加大。
青海油田将有限的投资用好用活，持续攻关应用先进技术，探索优化方案设计，创新管理模式方法，锻造资源“好钢”，磨亮效益建产“刀刃”，助力原油产量持续保持高位运行。
精细调控重布局
算出“效益账”
效益建产的核心，是“建有产量的产能、拿有效益的产量”。青海油田紧密围绕这两个关键点，确保产能投资发挥正向拉动作用。
有限的投资该花到哪里？科学合理的产能布局是重中之重，精细调控是关键。油田针对主力油藏产能建设难点，落实“效益井位优先”原则，运用产能全过程跟踪优化调整“六步法”，加大精细论证力度。年初至今，已论证单井井位9轮次，部署新钻井位420口，优选井位156口，尕斯中浅层、跃进二号、英东等区块阶段产能符合率达到100%。
如何拓宽产能建设“造血”路径？加大资源整合力度是优选。油田充分运用侧钻、压裂、总包“三大利器”，计划完成尕斯、乌南、花土沟等区块老井侧钻7.44万吨任务；开展尕斯、跃进、南翼山等区块压裂改造大包300井次，推行风西致密油水平井总包合作等工作。年初至今，老井侧钻已完钻3口井，符合设计预期；压裂已开展58口井，日增油65吨。
怎样止住效益“出血点”？做优投资分解和管控是关键。
年初以来，青海油田强化产能建设项目闭环管理，超前编制开发方案，加强质量管控，采取投资倒逼机制和三级切块方式优化投资管控；在钻井到投产等各环节，推进全方位立体优化，确保一次投产效果，减少二次作业费用，降低单井投资。截至目前，油田实现万吨产能投资可控。
技术亮剑
掘出“效益油”
青海油田主力油田油层普遍具有“长、薄、多、变、窄、散”的特点，勘探开发难度大。
近年来，随着油田主力油藏进入中高含水期，产能建设对象向非常规领域转变，井深、物性、井型等发生变化，导致产能建设投入产出比升高。同时，叠加的开发矛盾及技术瓶颈，亟待加快技术攻关升级，实现产能建设提速提效，加快新区新井产量接替。
青海油田聚焦尕斯主控断层断控体、油砂山油田潜水面、乌南N22层系、南翼山中部连片区，2024年以来，开展了老井风险评价、骨架井组评价、缝网补能改造等攻关，预测新增探明储量超2000万吨，有效支撑了油田稳产上产，落实了新的增储上产空间。
加大油藏评价技术攻关，喜获新认识。2024年至今，重新评价油藏，主力油藏通过储层分类评价和精细测井解释，增加经济可采储量128万吨；加大剩余油挖潜，在断层识别精度提升的基础上，针对断层附近剩余油部署产能井56口，建成产能4.3万吨；重构层系井网，建立平面加密向立体综合调整转变的新模式，部署产能12.43万吨，产能符合率达到90%以上；重调油藏流场，在尕斯、南翼山、七个泉等区块，强化复合压裂、低成本差异化压裂等技术应用和过程管控，压裂成功率达97.1%，压裂有效率达94.3%。
拓展新赛道
增产绿色“智慧油”
原油产能建设是多专业、多节点、复合型、投入高、风险大的系统工程。如何有效提升效益、控制风险，是重中之重。
由于各建设项目涉及面广，因而，在各环节推动绿色转型、清洁替代、智慧管理等新模式、新方法，潜力巨大、效益可观。
青海油田加快推进原油产能建设中的电代油应用，2024年至今，共实施8口钻井电代油及柴平12井电驱压裂施工，替代柴油1149.6吨，减排二氧化碳3552.26吨。在页岩油非常规领域，英页2H、英页3H平台持续采用电驱压裂施工，推进油田压裂驱动方式迈入清洁绿色新纪元。
结合新能源最新发展方向及技术手段，青海油田建成乌南油田“低碳”生产示范区。该生产区通过光伏发电和光能换热，供油田日常生产所需，降低了生产成本。目前，光能换热已实现对燃气加热传统模式的成功替代，光伏发电已实现100%就地自消纳，有效减少了碳排放。
青海油田加大物联网建设力度，推动产能建设从传统粗放模式向智能化转型，实现从“量”到“质”的升级。2024年至今，油田完成5家原油生产单位共计10个场站的数字化改造和519口油水井数据采集设备的安装调试，油区井口数字化覆盖率提升至95%；油田聚焦原油产区数字化建设、生产通信保障，完成了200余口油水井物联网配套基础通信设施、基站补点等建设，扎实推进原油产能建设物联网配套项目。