1月3日，记者获悉，吉林油田坚持以效益为中心，在3年改革自营期建产仅为规划工作量60%的情况下，年产能力保持300万吨以上。天然气产销平稳，年均销量10.1亿立方米。

扩大经营自主权改革以来，吉林油田开发系统立足老区挖潜、新技术创效，自营区3年自然递减减缓3.6个百分点，相当于新增生产能力10万吨，累计多产油29万吨，主要开发指标持续向好。

吉林油田按照勘探开发一体化思路，统筹推进地质工程、科研生产、设计监督、生产经营、投资成本5个“一体化”，多专业联合优化部署与运行的模式初步形成，吨油措施费下降30%，原油产能到位率提高35个百分点。

由于新建产能受到限制，吉林油田把工作重心转移到老区挖潜，将有效注水作为老区稳产的关键。吉林油田突出注采井网改善、精细分注管理、无效注水治理等手段，2016年共实施注水综合治理454井次，增加日注水量9452立方米，水井利用率比上年提高6.5%。

吉林油田通过扁平化管理、一体化实施、市场化运作，致密油配套技术日趋成熟，3年建产10.3万吨。致密气开发技术取得新进展，通过攻关致密储层缝网压裂技术，单井投资降幅达36.8%，英台致密气初步实现效益动用。二氧化碳驱形成了油藏、注采和地面3个系列8项主体技术，2016年黑79小井距试验区累计增油1.7万吨，产量较水驱提高3倍以上。

吉林油田持续推行老井场、大井丛建井模式。新立油田III区块建成低渗透油田大平台集约化建产示范区，推进工厂化建产模式。3个大井丛平台钻井107口，比常规建产节约投资6600万元，,吨油运行费降低35%。