产量表现 - 上半年生产油气当量125.13万吨，超计划1.24万吨，实现"时间过半、产量过半"目标 [1] - 注聚驱单元累计增油33.36万吨，超计划0.55万吨 [2] - 断块油藏原油产量15.39万吨，超计划0.41万吨 [2] - 老区开发实施扶长停工作量36口，增油1.1万吨 [2] - "目标同向"管理区超产9084吨 [3] 技术应用 - 投产新井41口，平均单井产能5.7吨/天 [1] - 62口侧钻、套内开窗井实现单井日增油4.5吨，同比提高1.1吨 [1] - 稠油开采采用冷采降黏技术升级、热力助采技术融合的协同增效模式 [2] - 化学驱构建全流程质量联动管控机制，强化注采调控精细化、常态化、标准化管理 [2] - 水驱开发自然递减率2.05%，同比下降0.13% [2] - 断块油藏精细开发理念包括整装断块完善仿边水驱井网、复杂断块精细构造解释等 [2] 运营管理 - 自然递减率9.7%，较年度计划下降1.0% [1] - 措施经济有效率提升3.6% [1] - 躺井率保持在0.96%的低位运行 [2] - 实施"目标同向"机制后，措施作业工作量较预算进度压减62口，油井免修期延长30天 [3] - 采油时率97.98%，位居油田前列 [3] 开发理念 - 持续深化"少井、多控、高产、长效"开发理念 [1] - 聚焦剩余油富集区、单井控制储量高、地层能量较充足三大油藏物质基础 [1] - 强化"旋转导向+地质探边"等三大技术主攻方向 [1] - 老区开发以"提能量、降含水、控递减"为主线 [2] - 深化"大生产、大运行"理念，推进工作量、技术、人员、设备、资金等要素优化 [3]