12月27日，吉林油田公司新立Ⅲ區塊大平臺吉18-024井產油2.1噸，是平臺外相鄰井日產量的3倍。

新立Ⅲ區塊大平臺采用最先進的大井叢集約化布井建產模式，比常規建產模式節約投資5700萬元，投資收益率達18%。它的成功開發為低品位儲量效益開發建產探索了新模式。而這只是中國石油油氣開發業務直面低油價，推進精細開發，實行創新驅動，深挖創效潛能，實現質量效益發展的一個縮影。

精心謀劃

結構調整拓寬創效新空間

油氣產量是效益的最終載體，產量的穩定增長決定了企業發展和未來。低油價挑戰面前，各油氣田企業紛紛瞄準效益產量，調整產量結構、產能建設結構和管理模式架構，不斷提升開發效益。

對于老油田來說，根據市場變化，適時調整產量結構，既是提高核心競爭力、提升經濟效益的必然選擇，也是應對當前低油價挑戰的迫切需要。新疆油田將單井措施挖潛與油藏綜合治理相結合，加大優化產能產量結構力度，稀油產能占比達82.5%，較2014年提高48.7個百分點。

結構的優化調整也會給油田增產增效帶來新動力。在我國最大的“稠油生產基地”，遼河油田不斷加大稀油、高凝油措施投入，通過多元注水、分層開發、二次開發、化學驅等多管齊下，不斷優化產量結構，全年原油超產16萬噸，單位操作成本得到有效控制。

作為我國產量最高的油氣田，長慶油田立足天然氣“低產多井”現狀，建立三級管理體系，推行“多維矩陣”氣井管理模式，量化措施實施參數，提高低產井開井時率2-3個百分點。截至目前，新疆油田通過精細化生產管理，稀油老區綜合遞減率同比降低0.9個百分點，稠油老區年節省注氣量190萬噸。

精打細算

存量資產釋放創效新活力

隨著油氣田開發程度的深入，油氣井產量會出現大幅遞減。依靠打新井彌補產量下降的傳統模式，在低油價挑戰面前，并非最佳發展路徑。“如果我們能通過先進的技術手段，對原有存量資產進行優化再利用，這也是增加效益的一種有效方式。”大慶油田采油六廠總地質師黃伏生表示。

而長停井正是這樣一種具有潛力的存量資產。今年，中國石油強化油藏整體治理和油水井協同治理，大力推廣新技術、新工藝，讓長停井不僅“活”起來，還成為新的創效增長點。

大慶頭臺油田積極排查關停井潛力，按照不同級別，確定收油周期，做到斤兩必爭。同時，這個油田進一步突出油藏概念，開辟了芳148長停井集中治理區塊。通過治理，這個區塊油井利用率同比增加17.3個百分點，水井利用率同比增加了49.9個百分點。

曾經因認識不到位及技術手段不過關而閑置的難動用儲量也是極具增效潛力的存量資源。遼河油田錦612區塊過去是以構造油藏被人們所認知，因高部位井出水，一直沒有得到開發動用。通過精細單砂體評價，刻畫儲層分布及識別油水層，遼河油田對該區塊重新部署開發，令擱置了8年的443萬噸儲量展現出新的活力。

而那些因種種原因被“冷落”的閑置資產的創效潛力亦不容小覷。新疆油田盤活廢舊油管、抽油桿等資源，節約成本超過6500萬元。與此同時，這個油田通過改造抽油機、注氣鍋爐等方式，節約投資超過3000萬元……

精雕細刻

創新驅動打造創效新動力

今年年初以來，中國石油以創新為基點，圍繞油氣田開發生產實際，重點攻關低成本水驅開發技術、提高采收率技術、提高單井產量技術三大技術系列，不斷拓寬科技創新空間。

作為老油田穩產的“看家技術”，中國石油80%的原油產量來自水驅。低油價下，進一步攻關低成本水驅開發技術，進一步發揮水驅現實潛力，意義重大。大慶油田不斷完善以砂體為核心的二次開發理論技術，發展形成第三代精細分層注水技術，持續創新三元復合驅技術。今年，水驅自然遞減率控制在6.88%，水驅綜合遞減率控制在4.9%，開發效果位居油氣田企業前列。

新形勢下，大幅度提高采收率技術對支撐油田效益發展意義更加凸顯。中國石油以大幅度增加可采儲量和產量為目標，不斷加快化學驅、氣驅、熱采稠油轉換開發方式等技術攻關，提升保證老油田挖潛的經濟性。在遼河油田超稠油開發上，采用SAGD技術培育出了12口高產井，噸油成本下降近一半。

單井效益最大化是油田開發效益最大化的基礎。提高單井效益，單井產量提升是關鍵。為此，中國石油不斷加大甜點識別、水平井、體積壓裂等技術攻關與應用力度，形成大幅度提高單井產量技術，實現低品位儲量效益開發。在遼河油田，科研攻關人員在杜84塊開展了4個井組先導試驗，提高產油量20%，有效提高單井產量與經濟效益。在新疆油田，火驅實驗項目持續推進，提高采收率達40%。