“十四五”以来，一场关于如何以技术手段突破地质极限的实验正在大庆外围油田展开。这不仅是针对单一油田的产能保卫战，更是中国老油田在资源劣质化背景下，寻求高质量发展的一个微观样本。数据显示，今年以来，大庆外围油田的自然递减率和综合递减率同比分别下降1.55个和1.89个百分点，这种数据的企稳回升，折射出技术体系革新对打破“资源诅咒”的关键作用。

01 物理极限的突破：致密油藏的缝网重构

在大庆油田采油七厂的葡333区块，地质工程师们面对的是典型的致密油藏。这里的岩层坚硬致密，原油被死死锁在微米级的孔隙中。按照传统的注水开发模式，往往面临“注水注不进、采油采不出”的物理困境，常规开采方式在此类地质条件下显得捉襟见肘。

打破这一僵局的核心在于重构地下的流体通道。大庆油田在此区域并未沿用传统的强力开采，而是引入了“压驱渗”技术体系。这是一种更为精细化的地质工程手段，其逻辑在于“驱渗结合、再造缝网、全程补能”。通过在压裂前注入驱油剂进行蓄能，并在压裂过程中利用多级转向技术，工程人员在地下构建了一张立体的“缝网”，实质上是人为制造了高渗透区。随后的“焖井”过程，则让压裂液充分扩散渗吸，利用物理化学作用将原油置换出来。

这一技术的应用效果直接体现在数据上：葡333区块通过对27口直井和3口水平井的实施，累计增油达到5.67万吨。目前，该技术已推广至74口井，阶段提高采出程度4.9个百分点。这表明，通过精细化的工程干预，即便是低渗透的致密油藏，也能被转化为具有经济效益的有效产量。

02 存量资产的盘活：老井侧钻的经济学

对于已经开采近30年的榆树林油田而言，面对的问题并非没有油，而是剩余油分布高度零散且难以触及。这里的扶杨三类储层渗透性极差，采出程度仅为10%左右。如何在不进行大规模高成本新井建设的前提下挖潜剩余油，成为了一道经济与技术的双重考题。

侧钻技术成为了解题的关键。这项技术本质上是对存量资产的极限利用——在原有的老井井筒内侧向开窗，定向钻出新的水平分支，直达剩余油富集区。这种“老井变新井”的模式，规避了断层遮挡和井间滞留的难题，极大地降低了地面建设和钻井成本。

以升榆48-62井为例，该井在侧钻前日产油不足0.2吨，已接近废弃边缘；实施侧钻后，初期日产油跃升至5吨，目前稳定在2吨左右。更为关键的是经济账：在升554区块的试验显示，配合分段缝网压裂后，该技术的投入产出比达到了1:1.31。这一数据证明，在老油田开发后期，通过精准的“微创手术”式改造，完全可能实现降本增效与高效挖潜的平衡。目前，该技术已覆盖203口低效井，预测平均单井有效期增油可达1455吨。

03 地层能量的重塑：多介质注入的补能逻辑

传统的注水补能在此类致密岩石中效率低下，大庆油田转而尝试“多介质补能”技术。这不仅是简单的物理加压，更是一场化学与流体光学的综合应用。技术团队采用致密油“五参数”设计法，将减氧空气、低温自生气等多种介质注入地下。纯度95%的氮气混合药剂不仅能补充地层能量，还能进入水驱无法触及的微小孔隙，通过改善原油流动性将其“挤”出。

这种“能量重塑”在3口“贫油井”上通过了严苛的测试。实施措施后，这些井的初期平均日产油恢复至2.6吨，且在累计生产15个月后仍保持在1.7吨的稳定水平。自“十四五”以来，该技术已实施429井次，累计增油12.74万吨。这证明了在极低渗透率的地质条件下，多元化的流体注入策略是延缓油田衰老的有效手段。

大庆外围油田的实践，是中国陆上老油田在资源劣质化和开采难度升级背景下的一次突围。这一系列技术组合拳并非单纯的产量追逐，而是对“效益建产”这一核心命题的深度回应。它揭示了一个现实：在增量获取日益艰难的今天，通过技术创新“唤醒”沉睡的存量资源，将是保障国家能源安全、实现老油田高质量发展的必由之路