12月27日，吉林油田公司新立Ⅲ区块大平台吉18-024井产油2.1吨，是平台外相邻井日产量的3倍。
新立Ⅲ区块大平台采用最先进的大井丛集约化布井建产模式，比常规建产模式节约投资5700万元，投资收益率达18%。它的成功开发为低品位储量效益开发建产探索了新模式。而这只是中国石油油气开发业务直面低油价，推进精细开发，实行创新驱动，深挖创效潜能，实现质量效益发展的一个缩影。
精心谋划
结构调整拓宽创效新空间
油气产量是效益的最终载体，产量的稳定增长决定了企业发展和未来。低油价挑战面前，各油气田企业纷纷瞄准效益产量，调整产量结构、产能建设结构和管理模式架构，不断提升开发效益。
对于老油田来说，根据市场变化，适时调整产量结构，既是提高核心竞争力、提升经济效益的必然选择，也是应对当前低油价挑战的迫切需要。新疆油田将单井措施挖潜与油藏综合治理相结合，加大优化产能产量结构力度，稀油产能占比达82.5%，较2014年提高48.7个百分点。
结构的优化调整也会给油田增产增效带来新动力。在我国最大的“稠油生产基地”，辽河油田不断加大稀油、高凝油措施投入，通过多元注水、分层开发、二次开发、化学驱等多管齐下，不断优化产量结构，全年原油超产16万吨，单位操作成本得到有效控制。
作为我国产量最高的油气田，长庆油田立足天然气“低产多井”现状，建立三级管理体系，推行“多维矩阵”气井管理模式，量化措施实施参数，提高低产井开井时率2-3个百分点。截至目前，新疆油田通过精细化生产管理，稀油老区综合递减率同比降低0.9个百分点，稠油老区年节省注气量190万吨。
精打细算
存量资产释放创效新活力
随着油气田开发程度的深入，油气井产量会出现大幅递减。依靠打新井弥补产量下降的传统模式，在低油价挑战面前，并非最佳发展路径。“如果我们能通过先进的技术手段，对原有存量资产进行优化再利用，这也是增加效益的一种有效方式。”大庆油田采油六厂总地质师黄伏生表示。
而长停井正是这样一种具有潜力的存量资产。今年，中国石油强化油藏整体治理和油水井协同治理，大力推广新技术、新工艺，让长停井不仅“活”起来，还成为新的创效增长点。
大庆头台油田积极排查关停井潜力，按照不同级别，确定收油周期，做到斤两必争。同时，这个油田进一步突出油藏概念，开辟了芳148长停井集中治理区块。通过治理，这个区块油井利用率同比增加17.3个百分点，水井利用率同比增加了49.9个百分点。
曾经因认识不到位及技术手段不过关而闲置的难动用储量也是极具增效潜力的存量资源。辽河油田锦612区块过去是以构造油藏被人们所认知，因高部位井出水，一直没有得到开发动用。通过精细单砂体评价，刻画储层分布及识别油水层，辽河油田对该区块重新部署开发，令搁置了8年的443万吨储量展现出新的活力。
而那些因种种原因被“冷落”的闲置资产的创效潜力亦不容小觑。新疆油田盘活废旧油管、抽油杆等资源，节约成本超过6500万元。与此同时，这个油田通过改造抽油机、注气锅炉等方式，节约投资超过3000万元……
精雕细刻
创新驱动打造创效新动力
今年年初以来，中国石油以创新为基点，围绕油气田开发生产实际，重点攻关低成本水驱开发技术、提高采收率技术、提高单井产量技术三大技术系列，不断拓宽科技创新空间。
作为老油田稳产的“看家技术”，中国石油80%的原油产量来自水驱。低油价下，进一步攻关低成本水驱开发技术，进一步发挥水驱现实潜力，意义重大。大庆油田不断完善以砂体为核心的二次开发理论技术，发展形成第三代精细分层注水技术，持续创新三元复合驱技术。今年，水驱自然递减率控制在6.88%，水驱综合递减率控制在4.9%，开发效果位居油气田企业前列。
新形势下，大幅度提高采收率技术对支撑油田效益发展意义更加凸显。中国石油以大幅度增加可采储量和产量为目标，不断加快化学驱、气驱、热采稠油转换开发方式等技术攻关，提升保证老油田挖潜的经济性。在辽河油田超稠油开发上，采用SAGD技术培育出了12口高产井，吨油成本下降近一半。
单井效益最大化是油田开发效益最大化的基础。提高单井效益，单井产量提升是关键。为此，中国石油不断加大甜点识别、水平井、体积压裂等技术攻关与应用力度，形成大幅度提高单井产量技术，实现低品位储量效益开发。在辽河油田，科研攻关人员在杜84块开展了4个井组先导试验，提高产油量20%，有效提高单井产量与经济效益。在新疆油田，火驱实验项目持续推进，提高采收率达40%。
