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　　近日，中国石油辽河油田测井老井再评价项目顺利通过中石油油气和新能源分公司中期审查。截至目前，项目组累计复查老井1373口，新增天然气可采储量10.36亿方，提前4个月超额完成年度增储目标；阶段增产原油1.61万吨，已完成全年目标的67%，工作效率较往年提升20%，老井再评价工作以实打实的成效，为油田增储上产注入强劲动力。

　　作为油气田提质增效的“关键一招”，规模化测井老井再评价紧扣勘探开发主线，锚定“规模增储、效益稳产”核心目标，精准锁定宜川南部地区、大民屯油田沈67区块等5个潜力富集区带。针对不同类型油气藏的地质特征与开发难点，项目组积极探索配套测井评价技术体系，通过压实责任链条、创新技术方法，在效益挖潜与新接替领域开拓中精准发力，为老区持续“焕新”提供了硬核支撑。

　　压实责任链条，凝聚攻坚合力

　　针对跨单位协作壁垒、专业衔接不畅等痛点，项目组创新推行“扁平化项目责任制”，将任务指标直接分解到岗、责任明确到人，变“层层转达”为“直达末梢”。一方面，组建由首席专家领衔的技术专班，全程介入方案设计、实施监督与成果验收，实现全流程质量管控；另一方面，建立“责任共担、成果共享”机制，通过定期会商、交叉评审、量化考核等方式，激活团队内生动力，形成“专家领航、全员攻坚”的协作格局。这一模式不仅破解了多单位协同难题，更构建起“指标压责任、责任促行动、行动见实效”的闭环管理体系，为项目高效推进筑牢组织保障。

　　创新技术引擎，解锁资源潜力

　　围绕各区块潜力层的测井响应特征与评价瓶颈，项目组持续深化技术攻坚：在煤层气领域突破“低孔低渗储层识别”技术瓶颈，在水淹层评价中完善“动态监测+剩余油定量评价”技术法，同步构建起“动静态融合、地质工程一体、成本效益挂钩”的全维度评价体系。尤其依托辽河油田测井智能解释评价系统，创新形成“传统经验+智能算法”双轮驱动模式，快速识别储层甜点，结合专家经验精细验证，实现从测井曲线解析到潜力层优选的全链条智能化管理。目前已累计优选潜力层116层，实施措施层57层，技术创新的“乘法效应”持续释放，推动老井再评价效率与精度双提升。

　　此次测井老井再评价，不仅让1373口“沉睡”老井重焕生机，更践行了“零进尺增储增产”的绿色开发理念，以最少的投入撬动最大的资源效益，为油田可持续发展提供了坚实的储量支撑。下一步，辽河油田将聚焦剩余资源挖潜，持续加大技术研发与装备升级力度，推动老井再评价向“精准化、智能化、效益化”纵深发展，在保障国家能源安全的征程中书写更多“辽河答卷”。