紧紧抓住质量效益这一中心，围绕“增能力、增可采”，有效奠定油气生产基础，全年新增原油经济可采储量15.1万吨，天然气8.1亿方；四项主要产品生产指标全面完成，超产天然气0.4亿立方，完成油气当量101.93万吨，完成生产利润7.61亿元，创效增效6200万元。
增可采奠定发展基础。“雅克拉气田已稳产12年，要实现再稳产5年的目标，必须在增可采上下功夫。”厂长梅春明提出了未来五年的发展方向。
根据开发实际，开发技术人员确定了“新井滚动扩边、措施精细挖潜、老井精细管理”三位一体增可采思路。
扎实开展剩余油气立体雕刻，在平面上刻画剩余油气富集区，在纵向上刻画剩余油气分布模式，全年在主体区部署4口调整井，日产油55吨，日产气30万方。利用YK30井对古生界进行潜力论证，实施加深钻进后获得高产油气流，日产气8.5万方，日产液65方。
积极开展滚动扩边和外围老井复查工作，在 YD1取得重大油气突破，日产油46吨，日气8万方，新增地质储量227.5万吨油气当量。
优化措施，深挖增产潜力，全年实施作业措施8井次，措施增气0.53亿方、增油1.96万吨，实现了措施有效率、措施费用、吨油成本、吨油气成本“一稳三降”，提质增效成果明显。
大运行促进产销平衡。“在天然气需求旺季，我们停止大涝坝注气，全面开井生产，增加产能；在淡季则实施注气调峰，确保资源节约和效益最大化。”在大涝坝注气现场，厂总地质师李宗宇这样说。
按照“效益优先、科学开发”的总原则扎实做好天然气产销平衡。一、四季度用气高峰期，雅克拉气田在合理采速下实施上限供气0.28亿方，大涝坝气田全面开井，两个气田总计释放产能0.57亿方。用气淡季，通过开展站内检修、调控采速和关井强注措施储存资源0.31亿方，累计减少放空1.07亿方。
针对天然气销售淡季面临的放空风险，以节约能源为目标，积极探索注气吞吐、注气压锥、注气驱油等提高采收率新技术试验。根据气藏地质特征，在大涝坝区块和雅东区块优选3口井进行撬装注气，全年累计注入天然气610万方，气井受效增油1400吨，增气700万方，增效800多万元。
精细管理提升质量效益。“2017年，雅站装置平均C3收率94.14%，C3+收率96.52%，超过了国内同类装置一流指标标准。”
“这是我们开展处理装置达标对标，实施气田精细化管理取得的成果。”在雅克拉集气处理站，总监胡志兵这样介绍。
围绕提高C3、 C3+收率指标，降低气田油气综合能耗、综合电耗，大力开展达标对标活动。通过科学调整处理装置运行参数，优化设备维护保养等措施，雅克拉集气处理站C3及C3+平均收率均达到历史最优水平，能耗达到国内行业一流水平。
科学优化采油气工艺技术，深挖天然气增产潜力，实施气井分级管理，对积液井、低压井实施多级旋流增产和低压流程改造等“组合拳”措施，有效延长气井自喷期，累计增气0.12亿方。
针对西气东输限量的实际，为避免天然气放空造成的资源浪费和环境污染，对管网实施了优化改造，将多余的天然气输送到库车大化管网，年度实现增效981.43万元。
