4月20日，华北油田首次出口土耳其的72套野营房已成功海运抵达，以符合欧盟环保标准的高品质产品积极融入全球能源产业链。       今年年初以来，华北油田服务业聚焦价值创造，持续向“专精特新”和市场化方向转型升级，经营创效能力显著增强。华北油田坚持需求牵引，持续优化公共服务流程，统筹推进一站式服务大厅建设，全面构建快捷高效的便民服务体系。集体改制企业立足“专精特新”定位，集中资源深耕核心业务，将价值创造贯穿生产经营全过程。今年成功中标中国海油深圳分公司惠州19-6油田开发项目模块钻机电控系统，以核心装备的自主化突破有力支撑海洋油气增储上产，全力服务该油田高效开发。       在科技赋能与开放合作的双轮驱动下，华北油田的服务业正加速向专业化、高端化迈进

      年初以来，大庆钻探公司锚定“百亿产值效益提升工程”，打响转变观念、深化改革、市场营销、立企强企、管理提升“五大攻坚战”。今年一季度，大庆钻探公司累计完井数和进尺数同比分别增长12.4%和14.3%。       面对“深、非、老”等复杂形势，大庆钻探推进“甲乙方一体化、地质工程一体化、投资成本一体化、建产运维一体化”等工程技术服务合作模式，聚焦老井老区挖潜、提高采收率和新区难动用储量开发等难点、痛点，加强资源集约化管理、科学化配置，推动生产要素向高效能、高价值、高质量领域汇集。截至3月31日，大庆钻探共有163部钻机动用，固井、录井、压裂、试油等业务高质量推进。       在市场营销方面，大庆钻探国际事业部加强海外项目风险识别，建立安全升级管控清单和

      3月23日，记者从锦西石化获悉，该公司储运部东油品装置辽河罐区水伴热改造项目运行一个半月以来，已节约蒸汽3700余吨，节能增效65万余元，标志着该公司在绿色低碳转型道路上迈出坚实步伐。       此前，锦西石化已完成重油催化装置水伴热改造，积累了改造经验。此次东油品装置辽河罐区水伴热改造，依托现有厂西热媒水系统实施，兼顾节能效益与生产安全，采用热媒水替代传统蒸汽作为伴热介质，从源头减少蒸汽消耗，进一步提升能源综合利用效率。       为保障生产连续稳定与运行安全，项目改造过程中保留原有蒸汽加热系统，构建“热媒水+蒸汽”双保险伴热模式。当热媒水系统出现异常或遇极端天气无法保障储罐温度稳定时，可快速切换至蒸汽加温模式，确保罐内原油温度满足安全生产要求。

      3月24日，吐哈油田吐鲁番鄯善100万千瓦风电和鄯善东100万千瓦光伏施工现场，机器轰鸣，人员有序作业，吐哈油田两个百万千瓦级新能源项目建设驶入快车道。       吐鲁番素有“风库”“中国热极”之称，自然条件适合发展风电和光伏。小草湖“三十里风区”全年风力资源充沛，年平均风速超8米/秒，极端阵风可达14级；日照充足，一年日照时长超3200小时，是名副其实的“绿色能源宝库”。       作为中国石油在新疆新能源布局的重点举措，两大百万千瓦新能源项目是吐哈油田转型发展的“重头戏”，分别于2025年9月、12月启动。其中，鄯善100万千瓦风电项目是中国石油在新疆建设的首个百万千瓦级风电项目，将安装160台单机容量6.25兆瓦的风电机组，采用行业领先技术，

      兰州石化凭借精准调配的科学“配方”，成功破解高硫原油加工难题，为提升资源加工效益、优化原料结构提供了支撑。截至3月3日，该公司今年累计加工哈萨克斯坦原油和巴彦原油31.8万吨，实现劣质原油清洁高效转化，为全年生产筑牢根基。       2月，兰州石化进厂原油中哈油占比达42%，但哈油硫含量高、腐蚀性强，加剧装置腐蚀风险，给加工、调和带来新挑战。面对难题，兰州石化以技术创新破题，“量身定制”科学“配方”。公司聚焦550万吨/年常减压装置，优化工艺配方与操作参数，加强关键部位腐蚀监测，动态调整防护措施，确保装置长周期运行，实现劣质原油“吃得下、稳得住、产得好”。       在原油掺混调和环节，经多轮计算和模拟验证，兰州石化确定了青海原油与哈油的最佳掺混比

      3月5日，在辽河油田金海采油厂洼38-39-K033CH井现场，自应用砾石充填工艺后，该井成功摆脱长期出砂的困扰，日产油量稳定在2.2吨。这标志着“小井眼专用管柱+顶部充填”一体化工艺在该类井型首次成功应用，填补了辽河油田小井眼水平井高效防砂技术空白。       此前，洼38-39-K033CH井因采用5寸套管这一典型小井眼规格，水平段面临充填摩阻大、环空间隙小等技术难题，常规工艺难以实现有效防砂，油井产能释放受到极大制约。为攻克这一瓶颈，2025年12月，金海采油厂联合辽河油田采油研究院成立专项技术团队，开展多轮方案论证。技术团队通过精细数值模拟优化施工参数，创新定制了适配5寸井眼的专用充填管柱及核心工具，并首次引入顶部充填技术，形成“小井眼专用管柱+顶部充填”一体化工艺方案，解

      1月23日笔者获悉，华北油田巴彦分公司吉兰泰油田持续深化老油田高效开发管理模式，不断优化技术体系与管理机制，各项开发关键指标均处于行业领先水平。2025年，吉兰泰油田获评集团公司油气新能源板块“高效开发油田”。       2025年，面对地质条件复杂、常规开发技术受限、效益开发难度大等多重挑战，吉兰泰油田创新采用“变质岩潜山体积压裂+底部注水”、砂砾岩油藏“顶部+腰部点状注气+边底部注水”的开发方式，有效支撑了资源规模化和效益化开发。自2020年投入开发以来，针对油井高含水、气窜等问题，技术人员通过深入油藏地质研究，加强动态跟踪分析，实施早期治理与调整，逐步形成了潜山分区分策调水稳压，砂砾岩油藏控气增油、低产井“弱酸表活剂解堵改造+蓄能增产”、泡沫封堵等系列技术。目前，吉兰泰油田油

      1月5日，记者在吉林油田油气工艺研究院获悉，吉林油田集约化整体压裂技术聚焦常规油产能建设，精准发挥技术支撑作用，老区产能建设实现新突破。截至目前，吉林油田应用该技术年累计压裂施工448口井，施工成功率达98%，单井平均日产油量较设计提升21%，项目成果转化率实现了100%。       吉林油田低渗透老区二次开发面临注采规律复杂、含水及可采储量采出程度高、资源匮乏、百万吨产能投资居高不下等多重挑战。针对这些问题，吉林油田油气藏改造技术研究中心组建常规油新井产建项目组，攻关集约化整体压裂技术。       项目组创新工作模式，与研究院、物探院及各采油厂联合办公，多批次、多轮次梳理优化工作流程，盯紧施工重点环节，实现了产能建设各环节的无缝衔接。在新立大平台

      12月22日笔者获悉，吉林石化西部转型升级配套小总体项目——热力站三高温热泵系统顺利投运，向60万吨/年苯乙烯等装置和厂房采暖系统送出达标的伴热和采暖热水，标志着该公司冬季采暖和伴热热源实现革命性转变。       高温热泵是一种通过电能驱动，利用循环制冷工质，将低温热源中的热量转移到高温热源的设备，具有高效节能、环保低碳、适应性强、经济性较高的优势，对工厂绿色低碳高质量发展具有重要意义。       该公司热力站三作为公司西部转型升级重要的配套小总体项目，于2024年5月开工建设，其核心设备为高能热泵。热力站三高能热泵利用公司西部转型升级装置ABS循环水为低温热源，加热60万吨/年苯乙烯等装置的伴热和采暖水，通过热力站三高能热泵换热后，将伴热和采暖水

      截至12月21日，塔里木油田今年已投产新井113口，新建原油产能109.23万吨、天然气产能22.34亿立方米。这背后，是油田“挂图作战”倒逼机制、全链条技术支撑和精细化管理的综合发力。       为加快推进钻前施工进度和探井上钻进程，塔里木油田细化钻井前期流程，建立“实时跟踪、每周督办、半月通报、年底考核”闭环管理机制，奠定勘探发现和储量任务完成基础。截至11月底，探评井开钻51口，较去年同期增加10口，增幅24%。       技术破题，破解“地下迷宫”。在塔西南风险探井施工中，塔里木油田强化岩性识别和地层预测，通过动态调整钻井液密度，实现“防垮、防塌、防漏”三防协同。富东105井面对超深高压极端工况，采用全流程模拟演练和24小时压力监测，创下国

      12月14日，随着柴达木盆地进入严寒期，最低气温降至零下15摄氏度。青海油田强化冬季安全隐患排查治理，通过全员参与排查、专业监督核验、闭环整改销项、数字化赋能等多维度推进，在全油田油气生产区域织密了“安全防护网”。       青海油田紧扣原油生产、天然气保供、工程技术服务等业务领域，以安全生产“雷霆行动”要求为纲领，结合今冬安全风险防控方案部署，有针对性地强化安全管理举措，确保冬季油气生产全过程平稳可控、高效运行。       紧盯原油冬季生产核心环节，扎实做好隐患闭环治理。油田聚焦井口保温、设备防冻等核心需求，全面开展设施排查与效能优化。针对井口装置、加热炉、机泵等关键设备，实施“拉网式巡检+动态维护”模式，重点整改阀门冻堵、管线保温层破损等隐患。

        截至12月3日，作为全球规模最大的三次采油研发生产基地，大庆油田2025年三次采油产量突破1000万吨，实现连续24年产量超千万吨，累计产量达3.3亿吨，产量再次跃上新高峰。         三次采油是通过向油层注入化学物质，改善油、气、水及岩石相互间的性能，将更多原油从岩石孔隙中“洗”出来。经过几代人刻苦攻关，大庆油田三次采油技术实现从无到有、从跟跑到领跑，并保持世界领先水平，已经成为支撑大庆油田高质量发展的主导开发技术。2025年，大庆油田开发系统聚焦抓好油田发展“三件大事”，以“多提高采收率1个百分点”为目标，秉持“效果与效益并重，技术与管理并举”理念，大力实施全生命周期精准调控，实现开发效果和产量双提升。       &

      11月28日记者获悉，部署于渝西大安区块临江向斜的大安1H28-4井顺利完钻，以旋导单趟钻进尺3190米水平段2575米一次性钻成的优异成绩，不仅刷新了大安区块最长水平段纪录，更一举创下国内深层页岩气水平井旋导“一趟钻”进尺新纪录。       此次建功的1H28-4井完钻井深达6915米，由大庆钻探70241钻井队承担钻探任务。在钻井全过程中，浙江油田勘探开发事业部充分发挥甲方主导作用，以“设计、技术、工具、组织、管理、激励”六大提速举措为核心抓手，构建起甲乙方高效协同的攻坚体系，为钻井提质提速提供了全方位保障。       为确保钻井作业安全高效推进，项目团队创新推行“日分析、周小结、月总结”工作机制，通过远程智能监控与现场精准执行的无缝衔接，实现

      11月24日，华北油田天成利德公司自主研发的“激光除锈+自动防腐”一体化管线生产线顺利投产，并稳定运行。该生产线采用“除锈—防腐”无缝衔接设计，通过工艺整合与智能化升级，实现清洁高效生产，推动管线业务实现“1+1＞2”的效能升级。       为攻克环保风险高、效率低、质量不稳定等难题，华北油田天成利德公司深入油田管道施工现场、建设单位及防腐厂家，开展实地调研，系统分析传统工艺的局限，综合对比化学、电化学、超声波除锈及人工防腐等方式后，确定以“激光除锈+自动防腐”为优化方向，并联合各工程项目部经多轮测试与改进，确保其完全适用于油气管道工艺场景。       激光除锈环节以环保、高效、高标准为核心，采用高能激光束扫描金属表面，使锈层瞬间气化或剥离，再配合

      11月12日记者获悉，长庆油田陇东主力油区页岩油压裂现场一口井顺利完成二氧化碳增能压裂作业，并同步实现3602米井深高温高压环境下的套管外光纤监测、井筒数字采集、双井微地震等多项集成测试。技术数据显示，各项指标优于设计目标，实施效果明显。       至此，国内首个页岩油二氧化碳增能压裂综合监测试验场正式建成，标志着长庆油田在页岩油水平井二氧化碳压裂技术与实时监测领域取得重要突破，开辟了页岩油上产新路径，为我国非常规油气田体积压裂井下监测和智能化调控提供了重要工程实践依据。       近年来，长庆油田页岩油探明储量已超过10亿吨，是重要的战略接替资源。积极探索压裂提产新技术是油田加快页岩油规模开发的重要手段，但页岩油要实现高效开发面临诸多挑战：油田主