油气勘探取得新突破 科技创新取得新进步
在油气勘探领域，集团公司持续加大风险勘探投入，以特深层、致密碎屑岩、山前带、页岩油气为重点，突出战略性、前瞻性、规模性，2019年上半年风险勘探投资同比增长118%。坚持高质量勘探，提升研究部署质量，加强勘探开发工程一体化，加快实施节奏，2018年预探井和评价井成功率比上年分别提高3个百分点，2019年上半年预探井和评价井成功率同比分别提高3个百分点、4个百分点，取得一批新成果。
石油勘探方面：塔里木盆地顺北一区和三区取得重要突破，勘探场面不断扩大。银额盆地拐子湖凹陷基岩潜山勘探取得重要发现，开辟了外围新区增储建产新领域。济阳坳陷深层和陆相页岩油、准噶尔盆地西缘等地勘探取得重要新发现。塔里木盆地顺北、济阳坳陷潜山和隐蔽油藏、苏北盆地溱潼西斜坡等地勘探取得规模商业发现。
页岩气勘探方面：威荣页岩气田新增探明储量1247亿立方米，成为继涪陵页岩气田后又一页岩气重大商业发现。四川盆地南川盆缘复杂构造区常压页岩气和綦江东溪构造深层页岩气勘探取得重要突破，落实了两个千亿立方米规模增储阵地。永川南区深层等地勘探取得规模商业发现。
常规气勘探方面：风险探井元坝7井首次在四川盆地钻遇茅口组台缘浅滩相带高产气藏。川西坳陷广汉斜坡带正向构造雷口坡组勘探取得重要发现。川东北海相、海域、鄂尔多斯盆地南部古生界、四川和松辽盆地致密气、松南火石岭组中基性火山岩等领域勘探取得重要新发现。川西中浅层、鄂尔多斯盆地杭锦旗等地勘探取得规模商业发现。
在科技创新方面，持续抓好国家重大专项、“卡脖子”技术和关键核心技术攻关，创新形成薄储层超稠油高效开发关键技术。高密度地震勘探技术在东部老区应用见到显著成效，复杂山前带地震一体化攻关和干热岩开发工程技术取得积极进展，高温高盐油藏化学驱大幅度提高采收率技术攻关试验取得新突破，常压页岩气低成本开发和深层页岩气压裂工艺攻关达到阶段目标，川西窄河道致密气藏精细描述技术推广应用成效较好。大力推进“两北一川”提速提效提产，顺北工区5号断裂带中部和北部钻井周期分别缩短23%、14%，华北工区平均钻井周期缩短11%，川渝工区威荣页岩气田平均钻井周期缩短20%。
原油产量实现稳中有增 天然气产销迈上新台阶
在原油生产方面，加强滚动勘探与油藏评价，系统划分评价单元，强化成区成带一体化研究，促进目标筛选由分散摸排向定向培育转变，落实了一批规模建产阵地。加大产能建设力度，持续推进济阳、顺北、塔河、溱潼等区域效益建产，加强勘探开发一体化评价，推进难动用储量地质工程一体化攻关，着力提高产建质量和效率，2018年全年新建产能同上年增加43万吨；2019年上半年钻井进尺同比增加34.6万米，新建产能同比增加13万吨。狠抓油藏精细描述，加大稳产基础投入，加强水驱油藏精细开发，抓实稠油油藏全过程保干及注汽质量管控，加强碳酸盐岩缝洞型油藏综合治理，推进大幅度提高采收率项目实施，2018年自然递减率比上年降低0.5个百分点，2019年上半年自然递减率同比降低0.3个百分点，开发质量稳步提升。2018年生产原油3505.6万吨，保持硬稳定；2019年上半年同比增加5.2万吨。
在天然气产销方面，加快评价落实规模建产新阵地，加大涪陵和威荣页岩气、川西和东胜常规气等产建力度，抓好普光、元坝、大牛地等主力气田持续稳产，保持持续上产态势，2018年生产天然气275.8亿立方米，比上年增长18.4亿立方米；2019年上半年同比增加9.4亿立方米。加强天然气产供储销体系建设，统筹优化国内外气源，积极开拓终端市场，推进线上交易，天津LNG接收站、鄂安沧管道一期沧州-安平-南宫段等工程成功投产，文23储气库一期工程完工，一批互联互通工程建成投用，青宁管道、南川-涪陵管道、天津LNG接收站气化外输扩能等工程扎实推进，增强了天然气供应能力、应急保障能力和资源调配能力，圆满完成了2018年采暖季保供任务。2018年销售天然气384.5亿立方米，比上年增加63.5亿立方米；2019年上半年销售天然气同比增加39.3亿立方米。
油气单位完全成本持续降低 深化改革迈出新步伐
中国石化油田板块牢固树立过紧日子思想，坚持低油价思维和低成本发展，加强经济可采储量管理、投资管理、成本管理和现金流管理，深挖重点费用降本潜力，持续抓好亏损企业专项治理，全力推进财务转型试点，积极盘活存量资产，注重防范化解重大风险，实现了油气单位完全成本和盈亏平衡点持续下降，创效能力显著提升。
狠抓源头降本，建立经济可采储量目标管理体系，实施新增单位投资新增经济可采储量考核，把增加经济可采储量贯穿于生产经营管理全过程，把指标分解落实到各专业各层级，千方百计增加经济可采储量。加强部署和方案优化，持续提升高质量勘探和效益开发水平，严把投资项目效益决策关，确保投资项目的效益回报和质量达标。
狠抓管理降本，加强全员全要素全过程成本目标管理，深挖重点费用降本潜力、分类施策，加大生产运行优化力度，探井成功率、油气商品率、储量转化率、作业措施有效率、注水单耗和提液单耗等指标显著提升，现金操作成本和盈亏平衡点持续下降。加强全级次亏损子企业治理，完成了治理目标。
狠抓技术降本，大力推广高效修复井、短流程分水、不加热集输、污水余热利用、水平段一趟钻、电驱压裂等低成本技术，以及井下全通径无级滑套、可钻桥塞等国产化工具，特别是立足低成本开发，紧密围绕采油、注水和地面三大专业系统，紧盯水、热、能耗等关键项，加大老油田集输系统优化简化力度，降能耗、降单耗、降成本，促进了开发区块从无效变有效、低效变高效、高效再提效。
积极改革加大勘探开发力度。中国石化积极开展与国有能源企业之间的强强合作，与中国石油签订协议，在塔里木、准噶尔和四川盆地开展联合攻关研究；与中国海油签订协议，在渤海湾、北部湾、苏北和南黄海盆地开展联合攻关研究。积极适应国家油气体制改革，扩大胜利油田难动用储量合作开发规模，扎实推进内部流转矿权区块勘探开发，旬邑-宜君区块持续增产盈利，百色和彰武区块成功复产，通南巴区块勘探开发加快展开。率先在国内探索开展储量价值化试点，把兴隆气田以储量价值市场化内部交易方式从勘探分公司流转至江汉油田。油公司改革不断深化，全面完成专业化队伍在分公司层面整合，开展生产单位和专业化队伍效能对标，采油气厂人均产量增长19.3%，专业化队伍人均创收增长10.3%。持续推进法人户数压减，积极落实“三定”方案，深入开展三项制度改革，研究建立人力资源优化配置专项激励机制,鼓励加大业务承揽和外闯市场，促进了人员动起来、走出去。
