近日从大油田公司获悉，今年上半年，大庆油田油气开发保持良好态势，实现国内外原油产量1938.18万吨，同比增长6.02%。其中，国内生产原油1688.45万吨、天然气19.9亿立方米；天然气产量、销量同比分别增长6.1%和8.6%。产量是油田的立命之本、效益之源、发展之基。大庆油田充分认识到，低油价是常态，开源节流、降本增效也应成为常态。立足产量与效益齐发力，大庆油田开发系统积极稳定地下形势，改善开发效果，大力实施精准开发，通过不断加大综合调整力度，强力推进大生产运行模式，在生产组织各环节推进降本增效，开发各项指标均得到明显改善。水驱自然递减率、综合递减率分别较计划低0.35个百分点和0.25个百分点，水驱年均含水率较计划低0.17个百分点，注水量、产液量等各项指标均得到有效控制。聚驱、复合驱均实现超产，吨聚增油、黏损等指标好于计划。

以控递减为目标，大庆油田开发系统强化水驱综合调整，深化注采系统调整，加大注水方案调整力度，优化措施油井压裂，持续推进长关井治理，见到较好效果。其中，上半年共治理长关水井312口、油井248口，恢复产油2.45万吨，较计划增加1.5万吨；治理低产井398口，增油4.29万吨，较计划增长2.41万吨。促进配套工艺快发展，大庆油田工程技术工作不断提高。仅完善电动潜油柱塞泵技术一项，147口井平均免修期601天，平均检泵周期745天，与同排量抽油机相比节电48.2%。低成本是企业的核心竞争力。开发系统专门编制形成“2017年油田开发系统开源节流降本增效实施方案”，强化源头控制，优化系统运行，抓好控制注水量和产液量、控制机采井检泵率等8个关键潜力点，强化降本增效。上半年，大庆油田上市业务，通过健全完善油气增收、成本控制等经营政策，坚持“保、控、压”预算分解模式，深入开展关键费用、重点区块、措施增油分析评价，用水量、用电量均呈下降趋势，油气操作成本总额同比降低。

尽管总体发展势头好于预期，但大庆油田坚持问题导向，分析研判形势，充分认识到，低油价的外部环境没有发生根本性变化，应对低油价的自身能力还没有根本提高。下半年，大庆油田将立足“两个根本”，推进生产成本刚性、持续硬下降。目前，开发系统正推进效益型标杆基层站队建设，全面剖析基层站队成本消耗，量化指标，建立评价体系。