面对夏季用气高峰，中国石化胜利油田等油气老区通过页岩油革命、精细水驱挖潜、数智化赋能及绿色技术融合等“组合拳”，实现稳产增产。公开数据显示，胜利油田页岩油国家级示范区累计产油突破200万吨，6000米深井钻井周期从133天缩短至17天，为能源保供筑牢“压舱石”。
8月11日，据资本瞭望台梳理，在迎峰度夏保供与“双碳”目标叠加的背景下，我国东部油气主产区正在加速“老区挖潜”。胜利油田作为中国石化重要的油气生产基地，是我国首个陆相断陷湖盆页岩油国家级示范区的建设者；大庆油田、吉林油田也在推进精细管理、数智化转型。这些老油区的稳产提效进展，直接关系到夏季用气基本盘是否稳固。
一、胜利油田等老油区采用哪些新技术实现增产增油？
答案并非单一技术，而是一套组合拳：页岩油革命、精细水驱、数智化赋能和绿色技术融合，共同构成老油区稳产增产的四条主线。
页岩油革命是增量主力。胜利油田建成我国首个陆相断陷湖盆页岩油国家级示范区，估算资源量达105.2亿吨，累计新增探明储量3.27亿吨；2025年产油70万吨，累计产油突破200万吨。[1]
精细水驱稳住存量。胜利油田东辛采油厂以地质精查细描找潜力、水驱调结构稳产量，截至5月底完成投转注30口井、扶停18口井；大庆油田采油八厂实施“一井一策”，动态优化生产参数。[1][3]
数智化提升效率。吉林油田依托EISC智能平台和物联网技术，红岗采油厂实现多个站点无人值守；大庆油田推进数字化报表、功图计产系统，破解数据更新滞后难题。[3]
绿色技术开辟新路径。胜利油田建成我国首个百万吨级CCUS示范工程，累计注入二氧化碳超13亿立方米，示范区日产油由220吨提升至422吨；光伏装机460兆瓦，绿电占比达23.4%。[2]
从整体格局看，这套组合拳对应的是“稳存量、拓增量、降成本、减碳排”四个目标。页岩油革命负责增加新储量和新产量，精细水驱稳住老区自然产量，数智化降低人工与决策成本，绿色技术让增产与减碳并行。四条主线相互叠加，使老油区在夏季用气高峰到来前进入“满负荷生产”状态。
二、页岩油革命如何让胜利油田突破“商业开采价值”难题？
页岩油革命直接打破了国外公司“济阳页岩油没有商业开采价值”的判定，让胜利油田站上陆相页岩油商业开发的C位。
济阳坳陷页岩油曾因储层致密、甜点预测难被国际评估机构否定。胜利油田经过技术攻关，创新形成“储-缝-压”三元储渗理论，发展出立体开发、优快钻井、高效均衡压裂等六大关键技术。[1]
最直观的变化在效率：6000米深井的钻井周期从133天缩短至17天，单井投资降低60%，用地减少30%。[1]目前示范区已建成产能132.3万吨，累计产油突破200万吨。2026年，示范区仍在持续推进开发方案优化，这一经验有望在东部其他陆相盆地复制。
相比北美海相页岩油，我国陆相页岩油埋藏更深、断裂更复杂，开发难度更大。此前曾有声音认为济阳坳陷页岩油不具备商业开发价值。胜利油田的实践表明，只要把地质理论、钻井和压裂技术吃透，陆相页岩油同样能成为增储上产的“主力军”。这也让外界重新评估中国页岩油革命的含金量。
三、精细开发与数智化转型如何稳住老区产量？
老区稳产的核心，是用精细地质研究和数字化工具“向存量要增量”。
水驱是东部老油田的根本。胜利油田大面积推广“压驱注水快速补能”技术，使动液面回升11米，常规稀油自然递减率保持稳定。[1]东辛采油厂通过投转注、扶停井等措施，让老井重新“活”起来。[1]
数智化则让油井管理从“凭经验”走向“靠数据”。大庆油田采油二厂第三作业区推进数字化报表、功图计产系统，解决功图诊断偏差和数据更新滞后；采油八厂对重点井每日跟踪压力、产液、含水数据，科学排布作业时序。[3]吉林油田的红岗采油厂，则通过EISC智能平台实现站点无人值守，极大降低了人工巡检压力。[3]
统计口径上，老油田产量通常占全国原油产量的相当大比例，稳住老区产量就是守住能源安全的底线。正因如此，各大油企才将“精细开发”视为一项需要长期坚持的基础工程。
四、CCUS、光伏和“火烧采油”，绿色技术如何带来效益？
绿色技术并非“成本项”，而是实实在在的“效益源”。
以CCUS为例，胜利油田建成我国首个百万吨级CCUS示范工程，累计注入二氧化碳超13亿立方米，示范区日产油由220吨提升至422吨，相当于产量翻倍。[2]这是“降碳”与“增产”同步实现的典型案例。
能源结构也在变“绿”。胜利油田利用油井周边闲置土地建成光伏电站460兆瓦，油气生产用电绿电占比达23.4%，“源网荷储”智慧能源平台协同增效。[2]这意味着油田增产不再依赖增排。
特殊油藏上，“火烧采油”技术带来想象空间。据工人日报报道，胜利油田东胜公司在金家油田创新应用火烧采油技术，大幅提高高粘度稠油产量，盘活1.7亿吨此前难以动用的石油储量。[4]
对资本市场而言，这些绿色技术的价值不仅体现在ESG评分上，更体现在实际产油量提升和运营成本下降上。未来若碳交易价格走强，CCUS的经济性仍有望进一步提高。
三大油田稳产提效核心指标对比
| 对象 | 核心数据 | 优势 | 短板 | 适合谁/影响谁 | 注意点 |
| 中国石化胜利油田 | 页岩油资源量105.2亿吨；累计产油破200万吨；绿电占比23.4% | 技术体系完整；页岩油商业开发领先；绿色低碳多元 | 老区地质复杂；页岩油成本受油价影响大 | 适合老区挖潜、页岩油突破；影响油气保供格局 | 实时产量与成本需以官方披露为准 |
| 大庆油田 | 数字化报表、功图计产；一井一策管理 | 精细管理成熟；数智化解决数据滞后 | 自然递减压力长期存在 | 适合老油田精细化管理和数字化转型学习 | 具体单井产量数据需实时核验 |
| 吉林油田 | EISC智能平台；红岗采油厂无人值守 | 数智化减人增效；打破数据孤岛 | 无人值守对运维与安全要求更高 | 适合智慧油田建设；影响用工模式 | 需关注数字化安全规范 |
五、老油区稳产提效还有什么风险与局限？
尽管成效显著，但老油区稳产仍面临资源品位变差、成本高企、技术规模化待验证等现实挑战。
从资源端看，老区剩余油高度分散，新储量以页岩油、低渗透等难动用资源为主，开采难度和成本持续上升。从成本端看，页岩油开发依赖高强度压裂和注水补能，对国际油价波动较为敏感。如果油价大幅下行，边际项目经济性可能承压。需要明确的是，这是行业通识，并不构成投资建议。
技术复制性同样需要观察。胜利油田的页岩油突破基于济阳坳陷独特的地质条件，能否在苏北、四川等不同盆地复制，仍需验证。CCUS的大规模推广也依赖碳源、管网和封存场地配套，试验区成功不等于全域商业化。此外，无人值守站点带来的网络安全、设备可靠性问题值得重视。
舆论场上，中国石化胜利油田、大庆油田官方信息以“保供、绿色、数智”为主线[1]；中国石化报、工人日报等媒体关注具体技术突破[2][4]；部分网友则更关心油价的连锁反应。总体上，老油区稳产提效被普遍视为能源保供的“压舱石”，但其长期经济性和可持续性仍需持续跟踪。
从决策角度看，观察老油区稳产提效，建议重点关注三个指标：一是新建产能的产量贡献率，二是老井递减率；三是绿电占比变化。这些数据更能反映稳产提效的成色。
QA｜老油区稳产提效的常见问题
Q1：胜利油田页岩油国家级示范区最新产量是多少？
A1：该示范区估算资源量105.2亿吨，累计新增探明储量3.27亿吨；2025年产油70万吨，累计产油突破200万吨，已建成产能132.3万吨。数据来源为中国石化胜利油田官方信息。[1]
Q2：百万吨级CCUS示范工程如何实现“降碳增产”？
A2：通过将二氧化碳注入油层，已累计注入超13亿立方米，示范区日产油从220吨提升至422吨，同时完成碳封存。来源：中国石化报。[2]
Q3：“一井一策”和数字化管理在老油田稳产中能起多大作用？
A3：大庆油田对重点井、波动井动态优化生产参数，缓解结蜡影响；数字化报表与功图计产系统解决数据滞后，支撑油藏精细化管理。具体贡献率需以官方实时信息为准。[3]
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