1月3日，記者獲悉，吉林油田堅持以效益為中心，在3年改革自營期建產(chǎn)僅為規(guī)劃工作量60%的情況下，年產(chǎn)能力保持300萬噸以上。天然氣產(chǎn)銷平穩(wěn)，年均銷量10.1億立方米。

擴大經(jīng)營自主權(quán)改革以來，吉林油田開發(fā)系統(tǒng)立足老區(qū)挖潛、新技術(shù)創(chuàng)效，自營區(qū)3年自然遞減減緩3.6個百分點，相當于新增生產(chǎn)能力10萬噸，累計多產(chǎn)油29萬噸，主要開發(fā)指標持續(xù)向好。

吉林油田按照勘探開發(fā)一體化思路，統(tǒng)籌推進地質(zhì)工程、科研生產(chǎn)、設(shè)計監(jiān)督、生產(chǎn)經(jīng)營、投資成本5個“一體化” ，多專業(yè)聯(lián)合優(yōu)化部署與運行的模式初步形成，噸油措施費下降30%，原油產(chǎn)能到位率提高35個百分點。

由于新建產(chǎn)能受到限制，吉林油田把工作重心轉(zhuǎn)移到老區(qū)挖潛，將有效注水作為老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵。吉林油田突出注采井網(wǎng)改善、精細分注管理、無效注水治理等手段，2016年共實施注水綜合治理454井次，增加日注水量9452立方米，水井利用率比上年提高6.5%。

吉林油田通過扁平化管理、一體化實施、市場化運作，致密油配套技術(shù)日趨成熟，3年建產(chǎn)10.3萬噸。致密氣開發(fā)技術(shù)取得新進展，通過攻關(guān)致密儲層縫網(wǎng)壓裂技術(shù)，單井投資降幅達36.8%，英臺致密氣初步實現(xiàn)效益動用。二氧化碳驅(qū)形成了油藏、注采和地面3個系列8項主體技術(shù)，2016年黑79小井距試驗區(qū)累計增油1.7萬噸，產(chǎn)量較水驅(qū)提高3倍以上。

吉林油田持續(xù)推行老井場、大井叢建井模式。新立油田III區(qū)塊建成低滲透油田大平臺集約化建產(chǎn)示范區(qū)，推進工廠化建產(chǎn)模式。3個大井叢平臺鉆井107口，比常規(guī)建產(chǎn)節(jié)約投資6600萬元，,噸油運行費降低35%。