在中国油气勘探版图上，东部老油田普遍面临资源枯竭、产量递减的严峻挑战。然而，华北油田却在2025年宣布，其原油年产量连续第二年突破500万吨关口，在高起点上实现了稳产。这一成绩在业界引发了广泛关注，因为它不仅关乎一个油田的产量数据，更关乎老油田能否通过技术与管理创新，走出一条可持续的增储上产之路。其背后的支撑，是一系列在勘探、开发与综合治理领域的战略性布局与精准实践。
01 勘探战略转向：向新区新层系要储量
对于任何油田而言，储量是产量的根本前提。华北油田能够实现稳产，首要原因在于其勘探思路的主动转变，即从聚焦传统浅层、常规油藏，向挑战新区、新层系、新类型和新领域进军。这种转向旨在破解老油田资源接替不足的困局，其成效直接体现在一个关键指标上——SEC储量替换率已连续五年保持在1以上，这意味着每年新发现的可采储量足以弥补当年产量的消耗，形成了良性的资源接替循环。
这一成果源于具体的勘探突破。在河套盆地，巴探1井在6300米以深的超深层获得了常压高产油流发现，这不仅证明了该区域巨大的勘探潜力，也为在复杂地质条件下寻找新储层提供了重要方向。与此同时，在冀中西部斜坡区，千万吨级规模储量的落实，为老油区注入了新的资源活力。这些突破并非偶然，而是勘探开发一体化和地质工程一体化工作模式深入推进的结果，它有效缩短了从发现到产能建设的周期，加快了资源向产量的转化效率。
02 开发技术迭代：效益建产与CCUS的协同推进
有了资源发现，如何实现快速、高效的效益开发是另一重考验。华北油田的策略是“双轮驱动”：一方面通过先导试验积极探索新油田的高效开发模式，另一方面持续深化老油田的滚动增储与精细管理。
巴彦油田作为新的产量增长点，在2025年贡献了接近150万吨的原油产量，展现了新区快速上产的巨大潜力。而在提高采收率和绿色低碳转型方面，CCUS（碳捕集、利用与封存）先导试验项目累计注入二氧化碳超过15万吨，并伴随产出近10万吨原油，初步实现了环境保护与原油增产的双重目标。针对开采难度较大的稠油油藏，通过技术创新，在保定地区的先导试验中实现了平均单井日产油量超过8吨的良好效果。这些技术的成功应用，确保了新建产能能够快速达到甚至超过预期效益，使产量增长建立在坚实的技术和经济基础之上。
03 综合治理升级：精细注水与提高采收率技术筑牢“压舱石”
对于开发历史悠久的华北油田而言，老油田的稳产是整体产量的“压舱石”。要实现连续稳产，核心任务在于控制自然递减率和千方百计提高最终采收率。为此，油田将提高单井日产油量作为核心抓手，推行精细注水常态化，并扩大“压舱石”示范工程的覆盖范围。
据报道，通过系统性的治理，华北油田划定的“压舱石”区块在2025年年产油量超过154万吨，构成了稳产的重要基石。在提高采收率技术方面，油田采取了多元并进的策略，同步推进了蒙古林砾岩油藏的火驱、八里西潜山的CCUS以及砂岩油藏的“二三结合”化学驱等一系列先导试验。这些试验项目已显现成效，其日产油量相较传统水驱方式增加了近670吨，为老油田挖掘剩余油潜力、延长稳产期提供了宝贵的技术储备和现实路径，展示了通过技术迭代使老油田焕发新生的可能性。
华北油田连续两年原油产量稳站500万吨，其意义远超数字本身。它清晰地表明，在油气勘探开发领域，老油田并非注定走向衰减。通过勘探思维的革新，向更复杂、更深层的领域拓展资源边界；通过开发技术的迭代，实现新区的快速建产与老区的效益提升；通过综合治理的升级，筑牢稳产基石并拓展采收率上限，老油田同样可以书写增储上产的新篇章。华北油田的实践，为中国东部乃至全球类似老油区的可持续发展，提供了一个值得深入观察的技术与管理样本。
