扩大产建规模，新区新井发力夺油。上半年以来，吉林油田各采油主体单位抓住效益产能建设这一发展目标，让新区新井成为增油上产的生力军。完钻376口井，建产能13.7万吨；投产353口井，可评价井实际平均日产1.7吨，超设计0.2吨。
积极探索老油田稳产调整新模式，上半年，吉林油田建成木17典型示范区。深化构造、砂体、剩余油分布精细再认识，结合老井综合潜力，形成综合治理调整方案，整体部署井位。强化示范区建设一体化运行，及时随钻跟踪调减井位。精细投产投注方案研究，突出新老井集团式、蓄能干扰压裂，突出不同井点、井排、井区压裂、注水方案个性化设计。
持续完善地质工程一体化模式，实现海坨子油田难采储量规模动用。以压裂提产为核心，工程地质一体化论证投产投注方案，在2017年海120区块“滑溜水+大规模蓄能体积压裂”，在产能取得突破的基础上，进一步深化海坨子油田油藏地质研究及富集区优选。上半年取得了较好的效果，展示了该区具备大规模推广开发的潜力。
深度措施挖潜，老区老井焕然一新。为切实增加可采储量、提高采收率，吉林油田紧紧围绕“保效益、上规模、攻技术、强管理”主线，以经济效益为中心，以技术创新为手段，深挖老油田潜力。今年上半年共完成措施工作量2624井次，完成累计划的109%。
针对目前措结构相对单一，主体措施压裂类、解堵类技术体系仍不完善，调堵类措施规模逐年变小的现状，依据不同油藏实际特点，吉林油田开展针对性的缝网压裂、封堵转向压裂、效益重复压裂、调堵一体化、新型解堵等试验，寻找措施增产新方向。
对于长停井，吉林油田秉持不抛弃不放弃原则，加大治理力度。重新梳理长停井范围，明确今后三年重点治理对象，合理三年运行规划，提前方案准备。2019-2021年计划完成2140口井长停井恢复，今年上半年完成367口。
畅通气脉运行，天然气产能过半。吉林油田一直坚持“油气并举”策略，天然气产能始终保持良好态势。通过超前组织产能建设，规模实施措施增产工作量，日产能力保持在280万立方米以上，日产水平在10.5亿立方米产量目标线上运行。
德深80区块勘探开发一体化增储上产进展顺利。围绕“集中勘探德惠，加快增储上产”总体要求，按照“落实中部、预探北部、探索南部”三个层次一体化部署，实现资源评价及滚动建产。
深挖老区潜力，气田稳产水平进一步提高。吉林油田通过不断加强长岭气田科学生产调控，气田整体递减率控制在10%以内；营城组火山岩综合调整挖潜取得较好效果，有力保障了长岭气田稳产目标；登娄库致密砂岩调整挖潜试验井获得突破。
为扩大天然气产能，吉林油田还积极推进双坨子储气库一期工程建设，投产后，将为天然气生产再添新力。
