2019年，中原油田全面落实集团公司各项部署，制定18项挖潜增效措施和扭亏脱困任务分解表，将责任、压力传递到部门、个人，发力增产增效、优化增效、资产创效，打好扭亏脱困攻坚战。油田全年油气生产始终保持主动，原油超产1万吨，天然气同比增加4.32亿立方米，油气收入大幅增加，盈亏平衡点实现连续3年下降。

　　用准加法，把增加油气产量和收入作为首要任务

　　油田负责人介绍，油田把增加油气产量和收入作为首要任务，打好增收增效攻坚战。

　　在增油增气上，油田从“无效益的油一滴不要”向“有效益的油一滴不少”转变，推进“东濮老区稳产保效、气田持续高效稳产、精细开发管理”系统工程，推动增收增效。

　　在东濮老区，油田以增加经济可采储量为中心，全年部署开发准备井28口，侧钻井65口，在总投资不变的情况下，新增产能3.44万吨，恢复产能7.31万吨。

　　普光气田是油田重要的增收创效基地，2019年以来，普光气田加快储量动用，陆续部署6口开发调整井，提升生产能力，有效控制气藏水浸，有序释放气井产能，气田混合天然气生产能力始终保持高位运行。

　　在外部增收上，油田按照“轻资产、重技术、高端化”发展思路，大力推动油气开发、油气服务、公共服务三支队伍外闯市场。2019年，油田外部市场人员超1万人，外部项目遍布25个省自治区直辖市，以及阿联酋、文莱等7个国家和地区。

　　巧用减法，低成本开发减少投入提高有效益率

　　“低成本开发的关键是提高措施的有效益率。”油田开发部负责人介绍，优化增效始终是工作的重中之重。

　　油田持续深化单井和区块优化治理，实施“一区一策”，对176口无边际效益单井逐个剖析，分析原因，通过强化措施治理、调整注采结构、优化生产方式，提升单井边际效益。在东濮老区开展老区油藏调查，加大精细注水和有效恢复井网，自然递减率保持在11.4%，综合递减率5.66%，分别比计划减缓0.97、1.41个百分点，连续两年在低位运行。

　　与2018年底比，油田无边际效益井由176口减少到90口，18个油气区块直接归集经营现金流全部为正。

　　油田开展低成本开发一体化配套技术研究，优化组合系列作业工艺，应用368井次，全年节约费用1000万元。

　　同时，油田通过机制体制优化，提升管理效率。油田与中原石油工程公司试点低品位难动用区块合作开发，合作区块日均增油12吨，实现了难动用区块增储上产。

　　中原油田在人力资源共享平台的基础上，进一步优化完善专业化队伍量化评价实施方案，建立“抓两头带中间“机制，促进专业化队伍提质增效。油田专业化队伍同工同比减少120人，人均创效同比增加6700元。

　　用好乘法，发挥存量资产发挥最大创效能力

　　中原油田按照“优良资产多创效、有效资产再提效、无效资产变有效、负效资产处置掉”的原则，不断优化资产结构，努力提高资产回报，高效资产占比呈增长态势。

　　油田将采油厂的电力、测试、井下作业、特车、维修、车辆等业务、人员和资产剥离出来，整体划转或新组建专业化单位，划转固定资产5840项、实物资产和低值易耗品1.5万项，完成存量资产重组，减轻了油气主业的负担，更有利于发挥专业化单位的资产聚合优势。

　　油田及时搭建资产共享平台，简化资产的鉴定、审批和内部调剂使用流程，大力推动资产盘活。平台投运以来，发布调剂需求信息1006项，盘活资产372项，减少资产投入1122万元。积极利用集团公司资产调剂平台，推送闲置资产162项；申请从华北油气分公司等企业调入超声波流量计等资产65项，节省大量投资。油田搭建网上公开招标销售平台，所有报废资产面向社会公开招标拍卖，销售价格平均上涨16%。

　　为进一步调动全员扭亏脱困主动性，油田修订年度生产经营特殊激励政策，在原有绩效考核政策的基础上，加大超额完成生产经营任务考核兑现力度，原油每超产1吨和天然气每超产1000立方米，都进行相应奖励。

　　同时，2019年油田实施单井串联260口，合并干支线16支，撤销各类站点10座，全年减少直接费用305万元，减少用工27人，系统优化创效见到成效。