今年上半年，渤海油田技术创新和管理提升“两手抓”，调整井投产超百口，同比增长6.3%，增油量创历史同期新高。
随着开发程度的加深，一些油田已迈入“双高”（即高含水、高采出程度）阶段，剩余油分布情况渐趋复杂，优质调整井井位减少，稳产上产难度进一步加大。
对此，有限天津分公司统筹谋划，聚焦老油田挖潜界限突破、非主力砂体有效动用等方面，组织开展“双高”老油田剩余油主控因素研究，精细刻画非主力砂体储层，对潜力砂体进行识别。
针对发育强底水的油藏，有限天津分公司持续寻找挖潜甜点，破解低油柱砂体动用不理想的难题，实现老油田精准挖潜。上半年，曹妃甸油田群通过“水中捞油”，收获4口百吨井。
针对非主力岩性砂体，有限天津分公司在做好砂体分门别类的基础上，对不同类型的岩性砂体进行精细刻画，将孤立岩性砂体“串珠成片”，秦皇岛32-6、渤中19-4等油田新增潜力井位储备近100口。
由于渤海油田部分开发项目深埋潜山，实施风险较高，导致开发井产量较预期有所降低。对此，有限天津分公司持续加强调整井研究部署，成立增储挖潜攻关研究团队和专项工作组，进一步明确分工，高效统筹调整井项目研究，协调作业资源，充分发挥调整井弥补产量缺口的作用，确保调整挖潜效果。
在此过程中，有限天津分公司开发部协同工程技术部、工程技术作业中心等相关部门和单位统筹部署、高效联动，优化海上钻机资源，建立钻机计划高效跟踪机制，钻机利用率持续提升，并统筹推进调整井风险井位暂缓和新增潜力补充工作，提前实施优质项目，加快部署成熟项目，上半年高峰期作业点达24个，有效弥补开发井产量缺口，充分发挥调整井作为调节器的关键作用。
同时，渤海石油研究院技术专家积极研究构造储层，探寻剩余油分布规律，建立周报制度，每周提交构造解释、产能、轨迹匹配等研究结果，实时跟踪项目进度，把握项目审查关键节点，加强对项目的闭环管理，做到精准施策，不断拓展挖潜上产新阵地。
