问题——进入开发中后期的油气田普遍面临自然递减加快与效益约束叠加的压力。座谈会上，多项专题报告集中反映：碳酸盐岩缝洞型油藏开发不均衡、老区综合治理任务繁重，低品位与难动用储量规模较大；碎屑岩油藏精细描述与低成本工艺体系仍需补强；顺北等重点区块井网结构与提高采收率技术需要迭代升级；天然气增储上产与已开发气藏精细管理能力仍有提升空间。此外，投资约束趋紧、成本压力持续，开发工作必须从“做规模”转向“重质量、重效益”。 原因——资源禀赋复杂与开发模式转型，是矛盾集中出现的主要背景。塔里木盆地油气藏类型多、埋深大、非均质性强，仅靠产能建设难以抵消自然递减。部分区块历史资料标准不统一、动态认识更新不够及时，导致方案设计与现场执行存偏差；地质与工程协同仍需继续加强，试验区成果向规模化推广的路径尚未完全打通；一些生产单元对自然递减率的过程管控不够精细，措施调整不够及时，影响综合治理效果。 影响——提高采收率与控递减，直接关系稳产大局和高质量发展成效。王世洁在会上指出，要把降低自然递减率作为衡量开发单位能力的重要指标。对油田而言，递减管控决定稳油基础，采收率水平决定储量动用程度与资产价值；天然气增储上产则关系能源结构优化与保供能力提升。若观念与机制转变滞后，容易出现投入强度上升、单井贡献下降、措施边际效益走低等问题，进而影响“稳油增气、降本提效”目标实现。 对策——以系统思维推进提采收率工程，用机制与技术“双轮驱动”提升开发质量效益。 一是把提高采收率作为主攻方向，统筹控递减与增效益。油藏开发上，持续推进塔河老区综合治理，强化精细管理，分区分类施策；加快碎屑岩油藏精细描述与低成本工艺试验，对低效无效区块实施差异化治理；顺北主干断裂带推进井网优化调整，同步完善提高采收率技术序列，形成可复制的技术路线与管理模板。 二是压实主体责任，推动项目化管理落到一线。会议提出进一步压实采油气厂主体责任，推动采油气工程项目部责任落实，抓好试验区方案落地、阶段成果评估与措施动态调整，形成“目标—执行—评价—纠偏”闭环管理。开发管理部门要加强兼顾，围绕稳油增气目标把任务分解到单元，把指标落实到过程。 三是强化基础研究与方案质量，贯通全流程优化。坚持地质研究先行，制定科学合理的油藏开发方案；对地质、油藏、工艺、举升、集输等全流程方案开展全要素优化，提高可实施性与经济性。会议强调持续回顾评估地质工程一体化、勘探开发一体化成效，以管理迭代提升整体效率。 四是加大天然气增储上产力度，夯实稳产增量支撑。围绕库车山前带等重点领域加快滚动评价，同时提升已开发气藏精细管理能力，持续挖潜提高采收率与开发效益，形成油气并重、增量与提效并举的格局。 五是完善采油工程配套与技术体系，推动成熟技术规模化应用。深化提高采收率技术攻关与工艺推广，探索新工艺先导试验；在缝洞改造、注采调整、杆管泵系统优化、工艺升级各上加强配套管理，支撑高效动用与高效注采，推动“技术集成”向“效益集成”转变。 六是以数据标准化与信息化建设提升治理能力。科研攻关坚持问题导向、效果导向，围绕现场难题形成可落地成果；推进油藏开发数据规范化、标准化、数智化建设，打造智能化油田应用场景，为动态分析、方案优化与措施决策提供支撑。 七是强化人才梯队与专家责任，提升持续创新能力。会议提出搭建多元化人才成长平台，突出现场实践锻炼，重点提升存量人才能力；同时压实各级专家责任，发挥专业引领作用并做好传帮带，形成“专家牵引—团队攻关—现场验证”的机制。 前景——以“二次创业”要求牵引“十五五”转型发展，开发工作将更强调质量、效率与可持续。会议明确，油田将围绕“稳油增气、发展新能源”两大核心目标推进各项工作。随着厂院协同机制更加顺畅、提高采收率工艺体系加快完善、数字化能力持续增强，油田开发有望从“靠增产能稳产”加快转向“靠提采收率稳产增效”，复杂油气藏动用、低成本开发与天然气增储上产上形成更强支撑，为保障能源安全与推动高质量发展提供更坚实的基础。
在能源结构调整与高质量发展的双重背景下，传统油田转型既考验技术能力，也考验管理与协同水平；塔里木油田的探索，不仅关系企业自身发展，也为我国油气行业应对资源挑战提供了可借鉴的实践。未来，如何在稳产与减排之间形成更优解，仍是行业需要持续回答的课题。