辽宁
今年以来，中国石油辽河油田特种油开发公司日产油增幅跨越百吨台阶，持续在全年生产线运行。自然递减率、综合递减率同比分别下降0.4%、1.3%，这对于一个资源储量薄弱与持续规模稳产矛盾突出的采油单位来说，极为不易。
抢时效，建新井
近两年部署的新井累产油4万吨，产能贡献率53.5%，产能到位率59.8%，新井“四率”持续向好。
技术人员对蒸汽驱流场开展分析研究
坚持“油藏研究不停、方案编制不停、井位储备不停”的原则，实现弱动储量的有效开发。
打通产建“快车道”，强化新井建产全流程、可视化、穿透式管理，抢抓空档期推进钻后地面建设，平均建产周期仅35天，对比计划提前5天。
动态优化生产制度、注采参数及举升方式，全方位养护培育新井。
控递减，守老井
老井前4个月自然递减率控制在6.9%，较去年同期降低0.4%。
员工实施放喷作业，加快老井复产节奏
全面推行“分级分类、全员承包、网格化”精细管理模式，检泵率由35%降至19.2%，躺井率由4.1%下降至2%。对高沉没度潜力井开展换大泵、调泵挂等51井次，累计增油5173吨。
制定“重构井网、调整流场”技术思路，对一线井蒸汽突破、二线井受效不均的“回字形”井组，开展“回字形”转“反九点”井网调整试验，阶段实施4个井组，日产提高10吨。
加快推进“调控堵测”治理，通过分区域优化注采平衡、注氮降温保压抑边水等措施，采注比控制在1.1左右；同时，在剩余油富集区增加注汽井点，保证馆陶日产油稳定在205吨左右，油汽比由0.06提高到0.11。
创新实施驱泄复合技术，将SAGD开发厚度下限拓宽至12米，阶段增加驱泄复合井组26个，采油速度从1.94%提高至2.57%，阶段油汽比从0.17提高至0.21。
补能增压，措施增产
重构“三大补能”理念，形成“势能、热能、张力能”同赋补能思路，确保补能效果。
深入研究长停井状态，系统梳理三类11项停关原因，治理理念坚持供给采出侧并重，并将长停井治理与方式转换、分层挖潜、油藏补能充分结合。
启动吞吐低效井专项行动，一类一策、分类施治。
细化油藏分层，增加产能井位部署、层系互换措施井。筛选潜力井实施调层下返、重新完井，为薄互层油藏单独布设直井井网。
源头管控，注汽保产
锅炉热效率由87.3%上升至89.1%。
技术人员开展精细分注工艺试验
拓宽分注选井界限，全面启动特殊井况技术攻关，因井施策制定分注对策，通过二氧化碳辅助分注、选注选采、选注合采和拓展分注层级等技术方式，分注率提升3.14%。
建立注汽干度“三级”监管体系，在注汽站每小时化验一次干度的基础上，机关、作业区、站队不定期查验干度，保证注汽干度保持在75%以上。全流程提升锅炉热效率、降低蒸汽热损失，一季度井底干度对比2025年提升2%。
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