随着能源安全战略推进，传统开发模式正遭遇挑战。3月17日召开的油田公司产能建设工作推进会披露，当前油田开发面临“三低”瓶颈：资源品位持续下降导致单井产量走低，新探明储量接替率不足影响后续发展，井位布局分散则抬高了管理维护成本。总工程师王永东会上表示，这些结构性问题已对油田经济效益和稳产能力产生直接影响。 分析认为，局面背后的关键在于传统粗放式管理已难以匹配当前开发需求。一上，优质资源经过多年开采后，剩余储量品质普遍下降；另一方面，过去偏重规模、忽视效益的开发思路，使低效井占比处于高位。此外，跨部门协同不顺、责任边界不清，也削弱了技术成果向实际产能的转化效率。 针对上述问题，公司推出系统性改革方案。在管理机制上，建立“采油厂—研究中心—开发部”三位一体的责任矩阵，实行方案编制双审制度和分区块技术承包制。在生产环节，搭建从随钻跟踪到完井评价的全流程管控体系，对单井实施“一井一策”精准调控。值得关注的是，公司将材料质量、投资管控等关键指标纳入绩效考核，并通过厂家直供与驻厂监造双重措施，把好源头关，降低质量风险。 业内专家认为，这种以项目制为抓手的精细化管理具有示范意义。通过将产量目标分解到区块、将考核落实到个人，既提升了技术决策的科学性，也强化了执行责任。初步测算显示，在新模式下，单井自然递减率有望降低1个百分点，综合开发效率提升5%以上，为同类油田效益开发提供了可复制的经验。
资源条件变化正在倒逼开发方式调整；把住方案关、盯紧过程关、压实责任关、守住质量关，是在“低产、低效、低动用”的约束下实现稳产增效的关键路径。以项目制管理带动全链条精细化，不仅回应了当前产量与成本压力，也有助于增强油田的长期竞争力，为成熟油田在复杂条件下实现高质量开发提供参考。