8月的湛江，湿热的气息扑面。

比温度更滚烫的，是上产的雄心。还没等车子驶入湛江分公司的大门，横亘在大院正中央的“上产1000万方”的字眼已率先跃入记者眼帘。

刘和兴介绍，总体来看，南海西部油田的开发面临着老、小、边、穷、低等一系列挑战。老，是指老油田，井槽资源紧缺；小，是指调整井单井增油量小；边，是指井位部署迈向更深更远；穷，是指调整井项目经济性差；低，是指低渗特低渗储层开发难度大。其中，“老小穷”的问题尤为突出。具体到每个油田，又因其各自不同的地质油藏条件等，表现出不同的“症状”。

随着时间的推移，油田采收率逐渐降低是客观规律，老油田的情况更甚。“面对上产的要求，我们的工作就是不仅要想办法弥补这块‘空缺’，还要努力再往上够一够。”刘和兴双手交错比画着。

更重要的是，在这个过程中要保持经济性。“打一口井动辄上千万元，我们钻完井专业很‘烧钱’，这与降本增效的要求不符，所以要严把成本关。”

事实上，这两大难点也是当前我国海洋石油工业领域持续攻坚的重点。8月29日，中国海洋石油有限公司在香港举行2024年中期业绩说明会。该公司副董事长、首席执行官、总裁周心怀强调，上半年公司一手抓油气增储上产，一手抓提质增效，主要经营指标均创历史新高。

那么，老油田“扎堆”的湛江分公司又采取了怎样的对策？“按部就班，是没有经济性的。只有创新，才能花更少的钱、动用更多的资源。”刘和兴总结称。“‘大馒头’吃完了，还有一些零碎的可以充饥。‘肉’没了，还有‘骨头’能啃。”

这就好比那些老一辈的人，虽然家底不好、手头拮据，却总能运用一些“穷”的智慧，把日子过好。

“首先，不能被人‘卡脖子’。”刘和兴介绍，文昌油田剩余油开发潜力较大，但受限于平台结构强度等，难以新增井槽，同时老井产量可观，无法提供大量老井进行侧钻，井槽资源紧张是制约文昌油田增储上产的主要因素。此前，解决此类问题都要从国外买装备，周期长、费用高。

2023年11月，五级多分支井国产化自研工具在文昌8-3B平台首次成功应用，为后续缓解文昌油田群井槽资源紧缺难题提供了一条简易高效、经济可行的新路。

在动画模拟演示中，记者注意到，运用五级多分支井技术可在主井眼上打出更多的分支，形态酷似鱼骨。“这解决了既要、又要、还要的问题。”湛江分公司文昌油田开发钻完井项目经理郑金龙告诉记者，运用该技术，既实现了一口井开发两个以上的构造油气的目标；又可对每一个分支井里的不同层位油气进行单独控制开采；还能通过多个分支共用一部分井段，减少钻井进尺节约材料，降低成本。

“同时，我们自主掌握了五级多分支井全套技术，打破了长期以来国外对五级多分支井关键工具的垄断。工具准备工期从原来的9个月降低到3个月，费用与使用外国工具和服务相比，降幅超过50%。”郑金龙说。

2022年4月，习近平总书记连线“深海一号”作业平台时强调，“努力用我们自己的装备开发油气资源，提高能源自给率，保障国家能源安全”。显然，这已牢牢刻在石油人的骨子里。

南海四号平台正在进行海底注水树安装。   郭伟 摄

湛江分公司工程技术作业中心钻井总监胡杰仍清楚记得，初入职场时，他就从前辈们的口中听到了关于边际油藏的困扰：“经济性差，槽口紧张，常规工艺‘够不到’，这些近井地带的边际油藏看得见、吃不着，真可惜啊。”

边际油藏如何才能吃干榨净？要啃“硬骨头”，当然要“好牙口”。这成为胡杰的执念。

一次偶然的机会，胡杰看到了一篇关于大庆油田超短半径水平井技术的报道。如何将其“移植”到海上？通过长期的文献研究和实地调研，胡杰满怀信心地带领团队开始对超短半径水平井技术的适配性进行改造。然而，他发现海上的环境与陆地有着巨大差异。

陆地油田目的层常用的是相对较小的井眼，配套钻杆柔性可以满足作业要求。海上油田由于需要高产量应对高投入，目的层常用的井眼较大，从钻头到钻杆的尺寸都需要重新论证。此外，由于陆地投入成本低，陆地油田应用超短半径水平井技术时，对于水平段的轨迹以及长度没有刻意要求，而南海西部油田边际油藏“又小又散”，必须对水平段的轨迹精准把控，同时尽可能延长水平段长度以增加产能。

与难题周旋的过程，也是在不断试错中实现突破的过程。

——根据有限元分析软件模拟结果，常规的钻杆在快速弯曲的井眼条件下存在失效风险，那就研究新型钛合金钻杆，弯曲度可达14.5度/米，更加灵活。

——“打哪算哪”的“盲打”模式无法满足油藏配产要求，那就引进小尺寸的铰接螺杆，实现“指哪打哪”的精准制导……

今年1月，可控轨迹超短半径水平井技术在文昌13-2油田首次成功应用。“与常规定向井工艺需大于900米的行程才可使井眼从0度增加至90度、大于300米的水平距离才可实现钻探油藏目标相比，采用该技术最少分别只需35米和22米。”胡杰言语中难掩自豪。

刘和兴告诉记者，可控轨迹超短半径水平井技术，使得常规定向井工艺无法动用富集在近井地带的剩余油的痛点难点迎刃而解，极大提高了边际油藏开发的经济性，为老油田的精准挖潜另辟蹊径。以年均10井次规模测算，较常规老井侧钻实施调整井降本增效可超1亿元，年均增油量18万方。

另据刘和兴介绍，注水开发也是实现油田高产稳产的重要举措。要提升注水开发成效，海底注水树这副“好牙口”少不得。

今年2月，由湛江分公司工程技术作业中心自主研发的我国首套海底注水树在湛江海域投用。“注水树是油田水下生产系统的关键设备之一，它像‘注射器’把能量注射到地层的‘毛细血管’中，驱动油气向指定位置流动，增加采收率。”刘和兴解释。

“它的投用标志着我国海洋石油工业在助力老油田‘降递减’上迈出新的一步。”中国石油大学（北京）安全与海洋工程学院院长杨进告诉记者，如何经济有效地提升采收率是每个老油田必须面对的难题，海底注水树的投用可助力南海西部油田原油采收率大幅提高，具有良好的海上推广性以及示范意义。

可控轨迹超短半径水平井技术在文昌海域应用。胡杰 摄

记者在采访中发现，降本增效的理念已融入老油田开发的每一个环节。除了装备的研发、工艺的跃迁，不乏管理的精益。

由于海上环境复杂多变，钻井过程中经常遇到未知岩层，导致进度延误、成本超支。“钻完井作业管理方式存在时效管理干预滞后、历史数据对比分析不足、纵向挖潜有限等问题，常规作业时效管理手段已无法满足要求。”郑金龙说。

于是，一个疑问始终萦绕在郑金龙的脑海：“该如何在保证安全的前提下，让钻井效率更高、钻井成本更低？”

几经周折，郑金龙带领团队依靠新质生产力寻到了老油田的“新生”之路。“结合发展新质生产力的要求，我们研发并采用数字辅助钻井技术，该系统基于数据湖100万余条数据资料建立大数据智能模型，并以可视化图表等方式呈现，方便作业者对现场作业各项工况进行实时监控，及时改善作业效率，助力钻完井作业提质增效。”郑金龙说。

“数字辅助钻井技术系统的应用，可带来三个方面的成效。”郑金龙总结，一是通过提高作业流程中单一环节的效率，从而带动其他环节效率的提升；二是通过提高对操作效率的要求，使作业人员保持适度的紧张感和节奏感，避免由于纪律松散而产生工作失误甚至人身伤害；三是通过作业效率的统计和分析，让不同的作业团队和个人进行学习评比，形成比学赶超的氛围。

数据之“锤”敲开钻井效率之门。据悉，该技术目前已成功应用14口井，数据准确性达95%以上，单项作业效率最高可提升32.1%。

“老当益壮，宁移白首之心”“莫道桑榆晚，为霞尚满天”“老骥伏枥，志在千里；烈士暮年，壮心不已”。对于终将到来的衰老，太多耳熟能详的“金句”透着励志的意味。

油田也不例外。无论陆上抑或海上，正是有了老油田一方又一方的“锱铢必较”，才有了如今的原油产量“重回2亿吨”。

国家能源局发布的数据显示，2023年，海洋原油产量占全国原油增量比例达到70%左右，成为我国能源上产的关键增量，且已连续4年占全国石油增产量的60%以上。在一众技能加持下稳定输出的老油田，正成为海洋石油增产版图上不可或缺的一隅。

“看到湛江分公司在钻完井油气增产技术及智能钻完井领域取得的显著技术成果，我深感欣慰。”作为长期致力于海上钻完井技术领域发展的教育工作者，杨进感慨道，“这些成果不仅展现了我国海洋油气勘探开发能力的不断提升，更是技术创新与实际应用深度融合的典范。”

杨进认为，随着这些技术的持续优化与推广应用，湛江分公司将在老油田稳产上产方面取得更大的成绩，进一步引领我国海上油气勘探开发技术的新潮流。

国产化五级多分支井工具在文昌8-3B平台海试。苏剑波 摄