海上在生产油田中，陆相砂岩和海相砂岩储量占比大（占比88%）、产量占比高（占比75%），是国内海上油气产量的压舱石、稳定器。

    中国海油构建了陆相砂岩油田注水高效开发模式，形成了陆相沉积油气藏精细描述、丛式井网加密调整、高含水期稳油控水等技术体系，近10年主力油田采收率由27%提高至37%以上，累计产量达5.2亿吨，支撑渤海油田建成我国第一大原油生产基地。

    构建了海相砂岩天然水驱“少井高产”开发模式，形成了海相沉积低幅构造油藏精细描述、少井高速开发理论、特高含水期精细挖潜等技术体系，主力油田采收率平均达60%以上，累计产量达3.7亿吨，支撑南海东部油田5年增产原油近500万吨。

    从锦州25-1南到渤中19-6，中国海油实现了海上潜山油田注水开发到潜山气田循环注气开发模式的转变，形成了连续尺度裂缝网络精细描述、缝网均衡注采及优化调控、安全高效钻完井等潜山油气藏开发技术体系，支撑动用油气储量超5亿吨，2025年、2030年产量将达500万吨油当量、700万吨油当量。

    中国海油还构建了适合我国海洋油气田开发的4种深水经济高效开发模式，实现由合作开发向自营开发的跨越，海洋油气开发全面进入“超深水时代”。

    下一步，中国海油将重点推进智能分注分采、智能流场调控、二次开发调整、新型化学驱等关键举措，大力提升精细化管理水平，实现老油田硬稳产，夯实油气产量基本盘。