8月4日，记者从渤海石油管理局获悉，今年上半年，面对低油价“大考”，渤海油田在大幅削减勘探、开发、生产成本以及其他资本支出的情况下，各项工作逆势上扬。
效益勘探做厚家底
上半年勘探取得历史性突破
上半年，渤海油田勘探取得历史性突破：勘探及油田扩边新增经济可采储量超额完成进度要求;集中评价一大批油气藏，新增三级地质储量远远超出计划目标。
而这样的突破，是在与年初预算指标相比，渤海油田勘探投资再次降低21%，钻探井数仅完成全年任务的47%，每米钻井成本较2014年降幅18.8%的情况下取得的。
无论是高油价时期还是低油价时期，一个油田的发展必须依靠油气储量的持续增长，以最低的成本拿到更多有效益的储量。渤海油田始终坚持这一理念，通过优化井型设计、择优录取资料、适时停钻、减少无效进尺等多种策略，以及探井变开发井、开发井槽打探井、重复利用井槽、一井多用等方法，降低了成本，提高了效益。
高效开发项目提速
3个新油田项目提前553天投产
在开发投资较年初预算指标再降24%的条件下，渤海油田开发一路同样亮点纷呈。
上半年，渤海油田启动渤中34-9、旅大21-2油田等多个前期项目。渤中29-4油田滚动评价喜获成功。4个新油田项目的9座平台提前投产，较ODP目标累计提前553天。
渤海油田以低油价为基准建立评价体系，指导油田开发前期的方案及投资优化。渤海油田探索“低边稠”开发模式，推动“低边稠”储量规模有效开发，深化工程建设三位一体管理模式，不断优化工程建设方案等，推动了开发大提速。
仅工程建设一路与去年相比，主要作业船舶总计节省76船天，合计节省费用约6193万元，工程桶油成本较投资批复时降低1到3美元。
以低制低效果显著
半年累计节约费用超过20亿元
在生产资本性支出、操作费分别较年初预算降低57%、10%的条件下，渤海油田在生产油田持续稳产，自然递减率有效降低，老井前半年超产10.4万吨，各油田生产时率平均达到98%，维持了较高的生产水平。
年初以来，面对低油价“寒冬”和经济效益断崖式下跌态势，渤海油田以低制低，以低成本应对低油价“寒冬”，效果显著。
油气生产以作业公司为运行中心，统筹区域资源，实现生产计划区域联动;蓬莱油田持续开展“备件国产化、服务本地化”，预计全年节约成本600万~800万元人民币;秦皇岛32-6油田促进管理提效，改造CEPI主机燃油系统，年节省费用约300万元;渤南作业公司成功实现了渤中35-2油田与垦利10-1油田富余天然气回收，预计全年多贡献商品天然气量约3200万立方米……
截至6月底，渤海油田实际完成工作量与基本设计相比，累计节约费用超过20亿元。
