盛夏7月，记者在华北油田采访，有这样一组数字令人眼睛一亮：今年上半年，在投资下降的情况下，超额完成油气储量任务，资源勘探成果同比大幅增长，新增探明石油地质储量和落实控制地质储量与上年同比分别增长56.67和38.6%，生产原油、天然气分别完成全年任务的50.8%和51.99%，油气开发成本同比下降6美元/桶，实现了储量效益、产量效益向效益储量、效益产量的可喜转变。
进入中后期深度开发的华北油田，面对经济危机和资源严重接替不足等诸多挑战，坚持以科学发展观为统领，深化精细管理，转变发展方式，推动油田又好又快稳健发展，原油产量自2004年走出谷底后，连续5年持续攀升，经济效益明显提高，油气勘探开发步入良性发展轨道。
科学论证，效益开发
经过33年的勘探开发，华北油田资源探明程度比较高，油气田开发总体进入中后期，增储上产面临着“资源丰度低，勘探难度加大，剩余未动用储量动用难度加大，老油气田稳产难度加大，控制勘探开发投资难度加大”等困难。同时，随着油田整体进入高含水开发后期，产能建设和开发生产均以低渗透复杂断块砂岩油藏为主体，给投资和成本控制带来很大困难。
华北油田创新经营理念、管理机制和管理方法，努力使储量、产量与经济效益的提高达到高度统一。坚持“整体研究，整体部署，整体实施”的理念，强调勘探开发全过程的流程优化、方案优选、效益优先，实现勘探开发过程最优化、效益最大化。强化勘探开发一体化运行，成立勘探开发一体化项目组，建立同步研究、协调推进的工作机制，并已在二连赛汉、冀中蠡县斜坡和廊固大兴断层下降盘砾岩体等3个区域勘探中付诸实践，实现了真正意义上的勘探开发整体研究和部署，有力地促进了重点勘探项目的实施，推动油气勘探不断取得新突破。近年来，在淀南—赵皇庄东区块和文安斜坡发现两个5000万吨级规模储量区，在吉尔格朗图凹陷和赛汉塔拉凹陷发现两个3000万吨级规模储量区，目前这些储量已转化为产能和产量。
围绕效益开发，华北油田坚持科学论证，优化产能建设整体规模；坚持效益第一，优选年度产能建设项目；坚持效益优化，确保方案实施效益。“十五”以来，华北油田产能接替状况明显改善，开创了“先井后站，先拉后输，先骨架后完善”的小断块建产模式，做到了先建不浪费、后建不重复，宝力格、同口、留西等8个新建油田工程投资降低10%，节省运行成本和能耗10%，操作人员减少30%。其中，林4断块采用“树枝状”串联，取消计量站，“一级布站”掺水集油，节约投资1100万元。
华北油田优先开发高效产量，全面开展区块和单井效益产量评价，建立生产成本归集分析体系，明晰成本结构，科学制定生产制度，探寻经济产量；根据产量效益高低，实施分类管理，优化上产措施，优选高效产量，提高开发生产效益。在油气生产运行中，华北油田摸索建立的“一井一法，一组一策”基层现场生产管理模式、“六分四段”采油井站管理模式、“五单核算”及“成本树管理法”成本节约管理模式，实现了油气田开发从行政单元向地质单元的全方位动态精细管理转变。
年初以来，围绕多拿经济储量和经济产量，华北油田大力实施勘探开发一体化，把以往的勘探开发有机结合向成立勘探开发一体化项目组，共同从事勘探开发井位部署和现场实施转变，在二连赛汉、冀中蠡县斜坡和廊固大兴断层下降盘砾岩体等3个地区开展试点，抽调勘探开发研究院、物探研究院技术人员共同成立联合项目组，统一研究、统一部署，在储量规模基本清楚的情况下，优先开发拿产量，大大提高了勘探开发工作的综合效益和整体效果。
挖掘潜力，全藏驱油
7月初，记者穿行于冀中北部和南部油区，对华北油田挖掘现有资源潜力，实现油气产量贡献最大化留下了十分深刻的印象。如采油一厂搞好西柳断块剩余油的有效动用，上半年原油日产量达到360吨，与2004年相比，日产量增长4倍。采油三厂对路36断块实施二次开发，重新构建开发体系，使这个2007年原油日产量仅3.5吨、濒临废弃的老油藏重新焕发生机，日产上升到120多吨。像这样的事例有很多，都是华北油田提高经济产量的生动体现。
在加大勘探力度的前提下,油气产量是解决问题的关键，提高经济产量是多创效益的源泉，创造最佳效益是一切工作的立足点和出发点。面对老区稳产基础薄弱、新区产量接替严重不足的挑战，华北油田突出效益中心，科学决策勘探开发生产部署。根据油价、物价、级差地租等因素，反复开展地质研究、经济评价和效益论证，科学确定每年储量、产量、建产规模，均衡分解落实到各油田、区块、单井，既充分挖掘地层生产潜力，又很好地平衡了产量效益比、投入产出比，提高了整体勘探开发效果。
在资源丰度低、勘探程度高的情况下，近几年华北油田每年新增三级储量接近1亿吨，饶阳凹陷已探明石油地质储量5000万吨；在储量动用程度高达85%、可采储量采出程度高达82%的情况下，每年产能建设规模不减，满足了持续上产需求；通过整体压裂，使蠡县斜坡等一大批低渗透复杂断块和地层岩性油田数千万吨难采储量得以有效动用，油田储采平衡系数从1999年的1.03提高到目前的1.21；在高含水、复杂低渗透断块油藏为产量主体的情况下，原油产量平均每年增长3万吨，在全油田55个生产区块中，38个区块实现高效开发。
围绕效益开发，华北油田充分挖掘老油田生产潜力，改善开发效果。截至目前，已连续10年实施调水增油工程，连续 5年开展油藏精细描述，连续3年开展“注水基础年”活动，更加清晰地认识剩余油分布规律，更加系统地调整注采井网，更加有效地实施挖潜增效措施，重建地质基础细化到油砂体，注采井网调整细化到单井组，注采工艺达到地质设计目的，老油田开发整体达到新水平。其中，51个实施调水增油工程的油田累计增油102万吨，提高采收率3.4个百分点；水驱油田每年提高采收率0.2个百分点，培育出任丘、别古庄等多个高效开发油田，主力开发油田平均采收率超过40%。
为提高效益开发的科学性、系统性和最优化，华北油田在开发中注重提升效率、节能降耗，全面实施机采系统、注水系统、集输系统三大系统效率提高工程。这些年，华北油田在油水井增加3294口的情况下，每年的开发生产用电量从高峰时的10.4亿千瓦小时持续降低到6亿千瓦小时。在4017口井推广应用提高抽油机井系统效率技术，单井系统效率从19.7%提高到27.2%，吨液耗电从35.6千瓦小时降低到19.6千瓦小时。在12个油田调整处理规模，实现简化优化，先后停运3座联合站、7座转油站、87座计量站，5座联合站降级为放水转油站，年减少生产运行费用1.5亿元。
年初以来，华北油田对开发综合运行情况进行剖析，对开发现状、开发特点有了更清晰的认识。针对油田开发“低、深、难”的严峻形势，树立“高含水期是油田重要开发阶段”的新观念，摒弃低品位区块储量难以动用的观念，树立“任何储量都可以想办法动用”的新观念；摒弃只能部分驱油的开发观念，树立“全藏驱油”的新观念。在搞好新区产能建设的同时，立足于已动用和未动用储量，推进老油田二次开发和三次采油，努力实现增储上产一体化。
华北油田强化开发基础，油田注水、油藏描述、油藏监测等基础工作不断夯实，促进了整体开发水平全面提升。2009年，华北油田开展“油田开发基础年”活动，水井措施优化、动态监测、“一组一策”油水分析等工作扎实推进，调水增油工程实施区块的自然递减率、综合递减率同比分别下降6.4％和7.4％，开发效果明显改善。
优化结构，能源多元化
在老区稳产基础薄弱、新区产量接替严重不足的情况下，如何实现油田可持续发展和科学发展？华北油田坚持从转变发展方式上解决结构调整和优化问题，见到了实实在在的效果。
华北油田持续抓好能源、市场、资本、组织与人员的调整与优化，形成稳健发展的整体合力。在能源结构调整上，形成了以常规油气勘探开发为基础、以煤层气勘探开发为增长点、以新区新领域勘探开发为有益补充的能源开发格局，进而实现能源结构多元化。在抓好常规油气资源开发的基础上，华北油田有效开发利用各种地下资源，转变发展方式，提升经济效益。在集团公司的大力支持下，积极开发煤层气资源，实施一体化管理、专业化协作和市场化运行，实现了煤层气高水平、高效率开发建设。仅用3年时间，已在山西樊庄、郑庄区块实现年生产能力5亿立方米，顺利完成年30亿立方米中央处理厂一期工程建设和投产，规划的9座集气站有3座达到投产条件，累计节约投资5300万元，形成了比较完善配套的地面工艺技术体系，为煤层气业务发展奠定了坚实基础。根据规划，明年华北油田将建成煤层气生产能力15亿立方米。随着规模的扩大，煤层气将逐年实现较大幅度增长。
华北油田采取地热发电、集输伴热、替代燃煤等方式，综合开发利用地热资源，把热能转化为效能，把资源转化为效益。目前，已完成地热发电可行性研究，任丘留北油田地热利用项目付诸实施，今年可建成1座地热发电站，年发电量可达8760千瓦小时。同时，华北油田积极稳妥地进入铀矿合作开发以及风能、太阳能等新能源领域，形成以常规油气为主、煤层气为增长点、新能源开发为有益补充的能源综合开发利用格局。
围绕效益开发，华北油田探索形成了以“细化管理单元、量化考核指标、管理主体责权利相统一”为基本特点的精细管理做法。在此基础上，不断丰富、深化，实现了“三个拓展”，即把细化管理单元拓展为全方位整体优化，应用统筹协调的科学方法，整体优化企业资源、企业运作；把量化考核指标拓展为全要素经济评价，强化效益意识，深入开展企业对标、经济评估，以持续考核为动力，不断提高效益性、先进性；把管理主体责权利相统一拓展为全过程系统控制，延伸管理内容，把对单位、对个人等管理主体的控制约束，延伸为对企业经营、开发生产、流程再造等生产经营过程的控制约束，增强企业管理运作的控制力，防范经营风险，提高企业经营的有效性，提高经济效益。
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