面对储采比矛盾突出、效益开发难度大等挑战，辽河油田欢喜岭采油厂过去一年稀油产量从年初计划的35万吨调整到39万吨，稠油产量从年初的65万吨调减到61万吨。这一增一减，带来了近1亿元的效益。积极调整优化产量结构，不仅是辽河油田不断拓展效益开发新空间的一次有益探索，也是中国石油油气开发业务在低油价下勠力提质增效的一个缩影。
过去的一年，中国石油油气开发业务充分发挥资源优势、技术管理优势、整体协同优势、人才队伍优势，贯彻执行集团公司制定的36条开源节流降本增效措施，突出做好方案设计、生产结构、产量结构、产建方式、地面建设与科技投入六个方面的优化，狠抓精细油藏描述、有效注水、重大试验、二三结合、长停井治理、压裂改造、不压井作业等老油田稳产挖潜工作，自营产量占比提高0.9%，老井产量占比提高1.5%，稀油产量占比提高0.2%，全面实现投资、单位操作成本、桶油完全成本、员工总量“四个硬下降”。其中，油气单位操作成本及桶油完全成本比2016年年初预算分别下降5.8%和6%，为油气开发业务提质增效不断增添新动力。
成效十分明显，挑战亦前所未有。过去的一年，中国石油全年结算油价同比下降18.4%。与此同时，油气资源劣质化进一步加剧，相当一部分新投入开发储量均是低渗透-超低渗透、致密、特殊岩性等低效难动用储量，效益开发矛盾十分突出。此外，降本压力空前，油气田企业要用仅有20%多的可变成本空间撬动成本增势逆转……
中国石油油气田开发业务必须破冰前行。对于油公司来说，油气田开发业务始终是核心竞争力的基石，其特性决定了这是一项逆水行舟的艰巨事业，不进则退。不管油价高低，唯有不断创新、挑战极限，才能永葆油气田开发业务青春，才能寻得永续发展的强劲动力。
思路对头、方案科学，是最有效的降本方式。在持续的低油价寒冬中，从源头找效益，从方案设计和决策中降成本，成为各油气田企业共同的选择。2016年，通过效益排队、优化建产布井、钻井总承包等方式，国内油田开发投资同比下降19%。地面建设坚持执行标准化设计、模块化建设、市场化运作、信息化管理，推广一体化集成装置，近年来累计节约投资超100亿元，节约用地9.6万余亩。其中，长庆油田创新研发的年30万吨一体化集成联合站，缩短建设工期50%，减少占地35%，节约投资10%……
效益开发寒冬期，成本不仅要从大处降，还得从细处抠。辽河油田按照“一切成本都能降”的理念，简化优化工艺流程，加强重点成本管控，基本运行费下降4.4亿元。大港油田坚持“自己活自己干”，减少外委支出，年压减维修费用1200万元……
非常时期，需要“非常”举措。如何突破资源品质下降、人工成本持续增长等效益开发瓶颈?各油气田在探索中前进。
优化结构、优化组织、优化管理，成为各企业提质增效的新抓手。吉林油田通过优化产量结构，减少4个高折耗区块产量，减少折耗6.1亿元。吐哈油田大力推进机构整合，将3个采油厂合并为1个，压减机构30%，增效1.4亿元。华北油田持续完善生产经营一体化考核政策，取消二级单位平均奖，增设提质增效奖，建立基础、提质增效、超额三段式工效挂钩考核激励机制，充分激发全员经营创效主动性……通过一系列措施，油气田内部结构进一步优化，管理层级进一步理顺，员工创效活力被进一步激发，成为低油价下提质增效的坚强后盾。
低油价“寒风刺骨”，油气田效益开发使命艰巨。在这样的寒冬中，新潜能、新机制、新力量正在积聚，助推中国石油国内油气田开发业务向更好的方向迈进。待寒冬过去，中国石油国内油气田开发业务必将为中国石油稳健发展、为我国经济社会发展做出新贡献。
