春寒未退，冀东油田生产现场仍与风雪抢进度、保运行。在陆上作业区高207-4井，员工郭玮、张艳光冒雪开展设备维护，这样的场景在极端天气下已成常态。作为开发近40年的老油田，冀东正面临资源接替不足、含水率上升等共性难题，其稳产做法对同类油田具有一定借鉴意义。深层分析表明，当前产量压力主要来自三上：浅层油藏剩余油分布零散，中深层水驱效率下降，低渗透储层补能困难。原因既包括地质构造复杂等客观因素，也与早期开发技术条件受限有关。数据显示，部分区块自然递减率曾达12%，对稳产保供带来直接影响。面对挑战，油田管理层明确以“分类治理、技术破题”为主线推进工作。浅层开发方面，推广多段塞组合吞吐技术，并建立128项选井标准库，将措施有效率提升至78%。中深层区域则搭建“预警—调控—评价”闭环体系，自主研发的水淹预警模型精度达91%，处于国内同类领先水平。技术进展带来实效。最新数据显示，实施差异化注采方案后，柳赞区块单井日产量环比提高2.3吨；南堡凹陷应用新型堵水剂后，含水降幅比行业平均水平高4个百分点。这些结果也表明了中国石油“老区硬稳定”策略的实际成效。行业专家认为，冀东的探索为老油田可持续发展提供了清晰方向：建立全生命周期油藏管理机制，推进地质与工程一体化协同，形成自主核心技术体系。随着智能分注等6项新技术进入现场试验阶段，预计2024年可新增可采储量80万吨。
迎春雪映照的不只是井场坚守，也折射出成熟油田通过精细管理提效、依靠技术创新增量的选择；在资源条件与开发阶段约束愈发突出的背景下，把每一口井、每一段管线、每一次措施做细做实，才能在外部不确定性中稳住生产基本盘，为能源供应稳定和高质量发展提供更可靠支撑。