自然遞減率比去年減緩1個百分點，含水上升率控制在1.5%以內;原油生產超計劃運行，平均單井產油量穩定為3.1噸，天然氣商品氣量實現歷史新突破。
今年是華北油田開發的第36個年頭。作為進入中后期深度開發的老油田，儲量動用程度高、采出程度高、綜合含水高的“三高”形勢日益嚴峻。今年年初以來，華北油田做好“穩油增氣”這篇文章，亮點頻現。
原油穩產三個“一”
冀中北部的采油四廠別古莊油田主力區塊京11，投產30余年，已經進入“雙高”開發階段，綜合含水率達90.2%。這個廠通過精細注水，采取“一區一策”，今年自然遞減率下降至6%以下，創10年來歷史新低。
對于華北油田來說，“穩油”就是著力確保原油產量穩定。“十一五”以來華北油田原油產量保持穩定，儲量替換率連續10年大于1，油田遞減率持續減緩，呈良好發展勢頭。近兩年，油田主力油藏綜合含水率達90%以上，自然遞減率減緩難度不斷加大。
圍繞原油穩產，華北油田降低自然遞減率，提升采收率，穩定單井日產量。“一降、一升、一穩定”，這三個“一”成為華北油田開發主攻方向。今年年初以來，華北油田全面啟動為期三年的以精細注水為主要內容的“控制自然遞減率”工程，狠抓精細注水，深化深部調驅和動態監測，有序推進二次開發工程，油氣生產平穩運行，開發形勢穩定向好。
今年前10個月，華北油田自然遞減率與去年同期相比減小1個百分點，單井日產穩定為3.1噸，比去年提高0.1噸，主力油藏開發效果明顯好轉。
提升效益靠轉變
圍繞穩油增氣，華北油田轉變發展方式，提高發展質量和效益。
目前，華北油田開發主體已由潛山向砂巖轉變，復雜斷塊和低滲透油田所占產量的比例逐年增大，未動用儲量大多是“三低”類難啃的“硬骨頭”。華北油田以“提高儲量動用率、產能到位率、減緩油田遞減率、提高最終采收率”為主線，超前組織方案優化和論證，確保取得規模效益。華北油田開發工作重點從新區產能調整到老區治理，從老區零散治理調整到綜合立體治理，實現了工作重點由油井到水井、由平面到剖面動用的兩個轉變。
采油三廠是華北油田唯一年產百萬噸的采油廠。他們在油田管理上從注重新區產能向老油田穩產轉變。這個廠對已投入開發30多年的留楚油田強化綜合治理，加密調整，滾動擴邊，提高油井產能。同時，開展注采完善及層間治理，提高水驅動用程度，加大調驅、分注等水井工作力度，確保老井高產穩產。目前，留楚油田平均日增油64噸。
根據油藏地質特點，華北油田注水從井別、補孔向加強分注轉變，從注夠水向注好水轉變，分層系進行精細調配、調參，加強動態管理，精細動態跟蹤，改善井下分注工具生產工藝。截至11月初，油田確立的雁63和阿爾兩個“公司級分注示范區”，已超額完成全年新增分注計劃。
增氣戰略顯生機
在華北油田采油二廠，實際外輸天然氣量從今年年初的負數提高到11月初的突破3390萬立方米，利用零散天然氣發電2375萬千瓦時，從往年借氣過冬到如今自產自足良性發展，累計創效4000多萬元。這是華北油田實施穩油增氣戰略的一個縮影。
圍繞增氣戰略，華北油田在天然氣資源上著力，在冀中北部廊固凹陷實施二次勘探工程，利用大連片資料，開展整體區域構造特征研究，今年年初以來集中部署9口井，完鉆8口井，全部鉆遇油氣層。其中，固41x井試氣日產17萬立方米，實現固安背斜淺層天然氣新的突破。
華北油田加強老井挖潛，在冀中北部興9主力氣藏進行動態分析，合理單井配產，減緩底水上升速度，延長氣井無水自噴期，保障天然氣產量平穩運行。在天然氣富集區塊進行鉆井，設計井位8口，完鉆3口，試氣最高日產3萬立方米。針對油井伴生氣多的情況，穩定老井產量，恢復停產井，日增天然氣2萬立方米。
華北油田延伸天然氣產業鏈，大力發展LNG、儲氣庫業務，培育新的經濟增長點。加快蘇橋儲氣庫群建設，力爭今年年底建成249億立方米總庫容。LNG業務實現全國性戰略布局，成為中國石油確保京津冀渤海經濟圈LNG資源供應的主要基地。
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