2018年上半年，华东油气分公司生产原油20.95万吨，完成年计划的51.1%，盈利超亿元，实现时间过半，完成任务硬过半目标。        新区产建高效推进        2018年华东石油局顺利建成南华201井区7.92万吨产能，平衡油价48.7美元/桶。南华201井区动用商业开发储量298万吨，实施总井数59口，目前全部投产，单井日产油6.45吨/天，优于方案设计。        吉沟区块开展一体化油藏评价，落实商业开发储量247万吨。紧跟勘探在吉沟区块的油气发现成果，部署了1口滚动勘探井，1口油藏评价井，2口开发兼评井，落实产层变化规律、产能控制因素、含油边界等油藏特征。按矢量井网计划部署总井数39口，建产能4.05万吨，平衡油价49美元/桶。目前已经完钻10口井，投产井日产水平高于方案设计的5吨/天。        持续精细注采调控        华东石油局对苏北油田持续精细注采调控，实现阶段自递减率降到3.2%。完善注采井网，投转注水井6口；协调注采关系，实施油水井配套措施21井次；优化注采流线，调配调参及堵水调剖52井次，实现帅垛综合含水下降0.2%，日产水平稳定至330吨，以南华、仓场、蔡家堡、顾庄、广山等阜三段为代表单元，1-6月自然递减率降至3.2%以内，日产油保持在470吨以上。       二氧化碳驱油是华东石油局苏北油田保持自然递减率下降的关键法宝，技术人员持续加强二氧化碳驱油技术的改关和应用，增油控水明显。开展低渗透油蔵二次二氧化碳驱油、中高渗“2C”驱井网重组、深化低渗透油藏多段塞高频次水气交替驱、改进稠油油藏“2C”吞吐、突出“降粘剂改性、起泡剂调节”多轮次吞吐方案优化。上半年主要在华港、北汉庄等稠油油藏扩大2C吞吐，完成5口井8轮次吞吐，累计注入3134吨二氧化碳，增油1632吨；二氧化碳驱见效增产和降递减井组6个，注气单元日产水平稳定在200吨。        深入开展降本挖潜        2018年华东石油局深入开展降本挖潜工作，原油单位完全成本下降到1983元/吨(同比下降20.6%)。        首先科学管理SEC储量，原油SEC储量再上台阶。通过优化产量运行、合并评估单元、细化成本分解与管控、强化原油贴水推价等措施，年末SEC储量达212.38万吨，储量替代率为184%。2018年预计吨油折耗980元，较2017年降低203元/吨。        其次持续优化生产用电管理，用电数量价格双降低。1-6月，通过错峰生产、系统效率测试优化、推广功率法调平衡、推进EPC能源合同管理及撤散并户等措施，用电536万度，同比下降68.9万度;节约电费46.2万元，原油生产电价0.67元/度，同比下降0.03元/度。        三是持续加强油井动态管理，维护作业费用同比下降。1-6月，油水井通过深化信息化应用及时发现异常井、高风险井勤洗井加药等自扶躺措施效果显著，油水井维护工作量同比下降24井次，节约作业费用355万元。         四是加强剩余油研究，开展老井治理侧钻，改善开发效果。目前实施2口，投产1口，日产油10吨。

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