通过精打细算、创新开发模式，截至11月底，华北油田在投资有限的情况下，基本完成全年新建产能70万吨的目标，确保全年原油产量稳中有升，百万吨产能建设投资同比下降10%左右。

在渤海湾地区，华北油田的资源品质逐渐变差，加之主力砂岩油藏采出程度高、注采井网不完善、投资成本削减等因素，产量递减压力日益增大。而作为稳产根基的新建产能方式，又因新发现资源落实程度低、分布零散、当年动用率高等问题，面临重重困境。

在资源品质难以快速改善的不利形势下，华北油田开发系统将稳产上产的关键放在效益建产上，想方设法从管理角度降低成本，力求利用更少的资金实现更多的生产能力。

把好“源头关”。树立效益建产理念，对建产的目标块进行经济效益排队，按照“不可采不动用、不经济不建产”的原则择优建产，对效益差的区块倒算投资和成本，优化产能部署。今年，华北油田新建产能区块内部收益率全部达到8%以上。

石油专家

提好“升级挡”。针对以往接力式开发模式造成的周期长、见效慢问题，坚持勘探开发一体化、评价建产一体化，推动资源快速升级，尽快见到投资回报。今年，华北油田仅在冀中采油一厂高阳、文安以及二连阿尔等油田，通过滚动建产的方式，新钻井150余口、建产能29万吨，弥补了老区递减的部分产量缺口。

用好“储备粮”。难采储量和长停井尽管有资源潜力，但因经济效益等原因一直被闲置。面对这些储备资源，华北油田分门别类做工作，推进资源的效益利用。对未动用储量进行贫中找富，优选甜点区重新效益评价，仅在家29等3个断块就新建产能6万余吨。对关停井，采取与新建产能和老油藏综合治理相结合的方式，以新井带动老井恢复，年恢复产能14万吨。

算好“成本账”。工程设计方面，优化钻井、试油设计，开发井二开井比例达到98%，试油井比例控制在30%以下，严格控制无效进尺，优化完井，口井减少进尺15米，节约投资3500万元。地面工程方面，通过利用闲置设备、应用一体化集成装置等方式，节约投资4000余万元。施工方面，推进钻井、录井总包模式，推广电代油钻井，节约投资3亿多元，有效弥补了产能建设投资的不足。