9月5日，油田在文卫采油厂部署的明213侧侧井投产，迎来了属于它的“高光”时刻。该井位于文明寨油田明6块南部，为完善沙三上层系注采井网而部署，投产后获高产油气流，目前日产油10吨。明6块沙三上的地质储量得以充分动用，也为下一步增储上产打下了坚实基础。
油气生产是油田的立足之本。低油价下，油田围绕效益开发，把更多的工作量和精力投入到提高质量效益上来，用更多规模优质储量的发现来摊薄成本，用更高储量转化率的提升来增加经济可采储量，用更有效产能阵地的落实来加快形成新的效益增长点。
今年前8个月，油田新建（恢复）产能8.91万吨，平均单井日增油4吨，日产油能力与去年同期相比增加33吨，原油产量保持超计划步子运行。油田累计完成原油统销量81.89万吨，与年度目标相比，超产0.29万吨。
效益油气从优质产能中来
9月初，豫鲁交界处钻机轰鸣，卫355-9井正在高效钻进。这口井的敲定，经过了多个效益攻关团队的层层把关，可谓是“过五关斩六将”。和这口井命运相似的，还有另外9口井。这10口井，是最新一批通过论证、从井位库的200余口井中脱颖而出的保稳产的“好苗子”。
产能建设是油气稳产的重要保障，也是应对低油价寒冬期的“薪柴”。在低成本开发的“指挥棒”下，投资理念的转变水到渠成。油田对滚动勘探、新老区产能建设、井筒产能恢复等投资项目的经济评价工作进行优化，在原来60美元评价条件的基础上，增加40美元、45美元和50美元条件下的经济评价，按照“增储优先、高效优先、科研和先导项目优先”的原则重新排队。
新区产能建设工作紧跟勘探新发现，以滚动勘探和油藏评价为基础，择优建产，成熟一块建成一块，以提高储量转化率，来应对低油价的冲击。比如卫212侧井这口井，4月28日投产初期日产油20.5吨，含水率8%，新建产能0.21万吨，新增经济可采储量1.5万吨。
老区也能产“新”油。老油田资源基础相对落实，开采的规律大都已经摸清，剩余油开发潜力可期。针对注采不完善区块和剩余油单层局部富集的优质区块，可分别采用完善注采井网和部署短段水平井等低成本的措施，提高单井产和控制储量，来实现效益开发。比如文留厂采油厂在文184区块部署的老区侧钻井文184-侧18井和文184-侧25井，投产初期日产原油24.6吨和32.4吨，恢复产能0.15万吨。
适度削减高成本原油产量，全力增加低成本高效益天然气产量，是油气企业应对低油价的重要手段之一。普光气田作为油田的效益工程、生命工程，产能建设至关重要。今年，普光306-1T井和毛坝5041-2井顺利投产，加入普光气田的天然气开发序列，为气田实现持续高产稳产提供了有力支撑。其中，毛坝5041-2井瞬时气量达每天70万立方米，成为气田今年投产的日产量最高的气井。
普光气田分水岭区块是“川气东送”工程的重要产能接替阵地。今年6月，分601-1井一次开井成功，意味着分水岭区块继普光主体、大湾毛坝区块之后，开始为普光气田贡献产能。目前，油田共在分水岭区块部署开发井3口，全部投产后日配产可达100万立方米/天。
接下来，油田将统筹做好大湾4011-2、大湾4011-3等5口新井的投产，夯实保供基础，同时还将加快通南巴马105井、马108井的现场施工进度，争取尽快形成一定的产能规模。
效益油气从部署精准的增产措施中来
开发工作是应对低油价的中心环节。据油气开发管理部油藏管理办公室主任薛朝晖介绍，从目前的技术和经济层面考量，水驱因为技术成熟，成本相对合理，仍然是东濮老区最可靠、最经济的提高采收率的选项。
精细注水是老油田的“吃饭工程”。精细注水，“准”是关键，把水注到准确层位才能产出更多效益油。为此，油田坚持一个层系、一个单元地对比，既考虑增油效果，又考虑注水效益。另外，油田为3000多口油井全部建立了效益账本，实现“一井一策”“一井一账”，找准产量、成本、效益最佳平衡点，提升单井效益。
濮3-287井曾是一口高含水、低产低效油井。为了恢复潜力区注采井网，地质人员对其实施了转注作业。经过调整，这口井对应的油井濮新3-193井的地层能量得以激活，措施初期日产量达18吨，目前日均产量5吨，累计增油超过3000吨。
在应对低油价的过程中，油田按照“油井措施慢下来、水井措施快起来、重点套损井长停井恢复做起来”的原则，对油水措施结构进行调整，优化油井措施工作量，加大水井作业工作量。
优化油水井措施以来，油田每月实施的注水井工作量是去年同期的两倍以上。今年前8个月，油田注水井措施同比增加41井次，对应油井见效增油1.83万吨，相当于减缓自然递减率2.2个百分点；实施油井措施154井次，平均单井增油量同比提高31吨，措施有效率提高4.4个百分点。
气井与油井一样，同样面临着产量递减的威胁。随着气田开发不断深入，会陆续出现气井产气剖面不完善、投产层动用程度差异大、气井硫沉积堵塞等难题。这些问题都会影响气田稳产及气井产能释放。要想实现效益开发，就必须对气井部署精准的增产措施。
在低油价的考验中，技术人员转变观念、苦练内功，提升自己的生存发展能力。针对气井出现的问题，普光气田技术人员潜心科研，突破永久性生产管柱的限制，今年共对P102-2井等3口井实施过油管深穿透射孔技术，日增产气量11.6万立方米。针对井筒硫沉积堵塞问题，技术人员采取“定期连续油管冲洗+每月定期井筒注热水冲洗”措施，今年上半年累计恢复气量1200万立方米。
普光气田“十三五”规划重点工程——1号至4号连通线于今年4月全线贯通。该管线的建成使大湾区块每天外输天然气增加120万立方米，解决了长期以来大湾区块存在的外输天然气受限问题，进一步夯实普光气田稳产基础。
效益油气从科学的组织运行中来
在采油气工程服务中心，干部职工常常把“拧毛巾”挂在嘴边，这是他们为了高效利用时间而提出来的一种工作方法。意思是时间就像毛巾里的水，拧一拧总会有。
比如施工井场打围堰这一工序，以前需要3个人至少作业2个小时才能完成，现在该中心为每一个施工现场配备了PVC围堰管，代替人工取土打围堰的老方法，两个人10分钟就能完成。
今年以来，该中心充分利用现有作业队伍，在保障安全生产的前提下加快施工进度，加大与采油厂沟通协调力度，强化生产过程监管和施工保障，减少作业等停时间。今年年初以来，作业时效提高1.6个百分点，平均日交井与去年同期相比增加2.7口。
在低油价环境下，提高生产效率，成为企业降本增效、重塑竞争优势的重要路径。在钻井工程提速提效方面，油田与中原石油工程公司成立联合小组，下设一体化方案审查组、一体化生产运行组等6个专项工作组，加快推进油田重点产能建设，干效益活，产效益油，增效益气，来应对新一轮低油价冲击。
“勘探优先、保障重点”，是油田生产运行管理部门雷打不动的原则。他们围绕着这一原则，科学进行井位排序，细化运行节点，每日按照运行计划督导施工，确保各工序有效衔接。今年年初以来，东濮老区完井95口，其中10口井提前10天完钻。
在普光气田，采气厂采取的加强气田集输系统检测评价、优化集输管道批处理和智能监测工艺等措施，都是为了缩短作业周期，减少关停井次数，提高气井的开井时率。目前，普光气田的集输管道系统运营效率达到了100%。
没有一个冬天不可逾越，没有一个春天不能抵达。新一轮的低油价冲击，不是所有企业都能从容应对。当油田打起精神以多产效益油气应对低油价时，或许已经实现弯道超车。油价的回暖虽不可预测，油田的春天却正在效益开发的路上。
