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勘探大有可为。中国石油（cnpc）自主开展的《全球油气资源评价与利用研究》表明，全球剩余油气资源仍然丰富，其中常规待发现石油资源占比为38.8%，待发现天然气资源为47.8%，未来勘探潜力仍然很大，致密油气，页岩油气等非常规油气勘探开发刚刚起步，目前已经成为常规油气资源的有效补充。从全球含油气盆地的勘探程度来看，除中国东部，欧洲，美国本土的盆地勘探程度相对较高外。勘探程度中等全球油气资源依然丰富首先全球众多大盆地整体处于中等—低勘探程度，勘探潜力仍然很大，特别是被动边缘盆地。中国油公司应该继续坚持“走出去”，合理有效利用国外油气资源，保障能源安全。加强管理创新，实现勘探快速创效。加大勘探资产获取力度，自主勘探驱动长期发展。不论油价高低，石油公司油气勘探始终遵循“高风险，高回报”规律。油公司应该坚持加强自主勘探其次自主勘探成效更是决定了石油公司的发展动力。近10年勘探发现不仅可以为公司发展提供资源保障处理好优质高效可快速动用储量的精细勘探与以规模发现为主要目标的风险勘探的关系，追求当前利益与长远利益双赢，以资源的勘探潜力为根本，超前优选有利领域，积极获取更多风险勘探区块。
目前是我国石油公司推进深水油气业务的重要时期和战略部署的关键阶段。从长远看，深水油气是未来石油公司重要的资源接替领域之一，同时，未来我国南海油气和周边油气开发也必将是油气国际合作的重要区域之一。我国石油公司应未雨绸缪，及早布局，利用国际合作平台推进海外业务进一步拓展深水油气开发项目国际化运营能力，为未来参与我国南海和周边海域深水油气开发奠定坚实基础。参与和推进更多深水国际合作油气项目，将使我国石油公司进一步提高深水油气项目国际市场运作和运营能力，加快集团公司业务国际化进程。
一是进一步研究明确或确立推进深水油气国际合作业务的战略。开发深水油气是石油工业未来发展的必然选择，国际市场资源丰富且日趋成熟，我国石油公司应坚定向深水进发的信心和决心。同时，由于深水油气勘探开发本身是一项高投入、高技术、高风险的业务，决定了其国际合作的切身需求。我国石油公司应及早利用国际市场资源推动深水油气业务战略，进一步评估现有技术装备水平及人员素质、管控能力，制定相应计划措施，推动深水油气业务长远高质量发展。
二是加快推进对各资源国深水合作资源和前景评价，加快推动国际深水油气合作商业模式、深水油气市场的研究。深水油气勘探开发本身有着高风险、高投入、高回报的特点，加之当前地缘、油价波动、环保要求等系列因素的影响，参与国际深水油气开发项目应更稳妥推进。首先，应对各资源国深水合作资源、前景、和安全风险等进行评估。其次，深入研究国际深水油气合作商业模式和深水油气市场，借鉴积累国际深水项目作业经验，及早掌握深水项目运营能力。
三是利用已有深水合作项目平台培养更多人才，多渠道、多领域切实推进与国际大石油公司的深水油气业务国际合作。
在加大国内勘探开发力度的形势下，上游业务低渗透、难动用、深海、非常规资源油气储量比例持续增加，要实现低成本下油气增储上产，面临许多挑战。中油油服牢固树立“为甲方创造价值、我们才有价值”的理念，强化资源统筹协调，持续提速提效，深化改革重组，加大技术攻关力度，提升服务能力再上新台阶，打出了一批高产井，创造了一批新指标，为全年打赢勘探开发进攻仗提供了有力保障。
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手捧亮丽的“成绩单”，油气田开发的“掌舵人”们并没有想象中的轻松。种种迹象表明，低油价的寒冬远未结束，油价的剧烈波动将对生产经营带来严峻挑战。更严峻的事实表明，“低品位，低油价和高成本”的三重矛盾叠加不可逆转，如何在复杂严峻的形势中探索未来发展方向，仍需凝聚动力，破冰前行。集团公司开展对外合作30多年来，累计生产油气产量当量超1.2亿吨，有力推动了国内低渗透，非常规。对外油气合作取得历史性突破。2018年滩海等难动用资源的规模效益安全开发利用。集团公司对外合作项目完成油气产量当量突破1000万吨。至此。
中油油服多路并举统筹资源，有效应对了工作量大幅增加带来的队伍、装备等诸多方面的供需矛盾。针对钻机、压裂车需求激增，中油油服统筹资源部署，跨国跨区向新疆、西南、塔里木等重点区域调运压裂车460余部，深井钻机280余部，协调力度前所未有。推广小钻机配大钻机打井模式，提升紧缺设备的利用率，加大设备更新力度和旋转导向工具引进力度。同时，进一步推广总包外包模式，充分利用内外部资源，应对需求高峰，国内市场占有率连续3年稳增至75%。
持续开展提速提效工作，大限度发挥现有装备、队伍资源效能。2018年，国内4000米以深深井进尺增加20%、水平井增加33%，物探、井下工作量增长超过30%。中油油服18项关键提速措施，强化施工参数，推进激进型钻井，全年钻井提速5%，事故复杂时率下降14%，创钻井纪录100余项。压裂17项措施，通过“即压即走”“人休机不停”，提速超过20%。同时，大力推行工厂化钻井、工厂化压裂和提速模板，优化生产组织，开启冬季施工模式，推动了均衡生产，提高了资源利用效率。
围绕瓶颈技术和关键工具研发，中油油服强化科技攻关，提升“四种能力”，创新技术服务，提升保障质量。着力打造物探、深井水平井和压裂领域技术三把“利剑”。创新科技研发组织模式，集中优势资源进行关键技术集中攻关，加快高端仪器研发。针对不同地区、不同地质情况，强化地质与工程一体化研究，优化设计参数，优选施工工艺，应用控压钻井、优质钻井液等新技术新工具，助力塔里木、准噶尔、四川等盆地获得了一批重大发现。
018年是中国石油国内上游业务极具挑战的一年。
这一年，油价波动剧烈。1月，布伦特原油价格均价57.9美元/桶，10月3日为86.29美元/桶，创下四年来的高点，短短两个月，又迅速跌至50.47美元/桶的当年低点，对生产经营带来极大挑战。这一年，资源劣质化程度进一步加剧，新储量采收率呈现快速下降趋势。
持续稳产，举步维艰。如何在资源劣质化加剧的情况下保持稳产上产势头，考验着每一个油气开发者的胆识和勇气。正是在这样的背景下，油气田开发圆满完成各项经营任务，国内原油实现1亿吨以上有效稳产，天然气产量接近1100亿立方米，比上年增长6%。
勘探大有可为。中国石油（cnpc）自主开展的《全球油气资源评价与利用研究》表明，全球剩余油气资源仍然丰富，其中常规待发现石油资源占比为38.8%，待发现天然气资源为47.8%，未来勘探潜力仍然很大，致密油气，页岩油气等非常规油气勘探开发刚刚起步，目前已经成为常规油气资源的有效补充。从全球含油气盆地的勘探程度来看，除中国东部，欧洲，美国本土的盆地勘探程度相对较高外。勘探程度中等全球油气资源依然丰富首先全球众多大盆地整体处于中等—低勘探程度，勘探潜力仍然很大，特别是被动边缘盆地。中国油公司应该继续坚持“走出去”，合理有效利用国外油气资源，保障能源安全。尽管该国计划大力发展lng资源利用，但国内天然气运输管道，lng接收站以及燃气电厂等基础设施不足已对其进口lng形成明显制约，近中期难以支撑国内需求较大幅度增长。
吨油必争，方气必争。严峻的生产形势逼迫各油气田不断向管理的精细化延伸，全力保障油气田稳产上产。长庆油田加强重点油藏综合治理，实施万口油井挖潜工程，原油超计划生产8万吨；大庆油田原油产量占股份公司总产量的31.7%，继续发挥主力军作用；吉林油田加大老区老井挖潜力度及采取承包经营等措施，超产11.7万吨。天然气生产抓住难得的历史机遇期，不断加快上产步伐，产量再创历史新高。长庆、塔里木、西南和青海气区均超额完成产量任务，在天然气产量快速增长中继续发挥“压舱石”的作用。
“坚持低成本战略，是长庆油田生存和发展的根本。”长庆油田气田开发事业部经理吴正观点代表了很多油气田开发管理者的感受。效益增储、降本增效多次出现在油气田所做的开发工作报告中。
从源头严控成本费用，方能使得油气田开发盈利能力持续增强。2018年，新疆、华北、大港、辽河、吉林、吐哈六家油田公司扩大经营自试点单位完全成本比上年下降，桶油完全成本刚性下降。
突出的成果仍要数技术创新。中国石油上游业务始终将技术创新作为油气田开发的利器，坚定不移地走技术发展之路。2018年各油气田深入开展重大开发试验和工程技术攻关试验，创新驱动效果明显。辽河、新疆和大港三家油田的二元驱提高采收率15~20个百分点；克拉2、迪那2等气田整体防水治水技术对策进一步明确，方案实施后采收率分别提高2.5%和3.8%；体积压裂改造已成为特低渗和非常规油气藏开发和老井提效的主体技术，全年完成水平井分段改造1060口井，多项指标创历史好水平，创新效果显著。
新区新领域作为重要的资源接替领域，始终被寄予厚望。技术进步，管理创新是推动新区上产的两个重要抓手。前期准备，深化地质研究，从技术上确保达标建产是重要手段。未来，非常规发展将是上产的重要接替资源，致密油，页岩油，页岩气等超低渗油气藏效益开发，仍有待进一步扩大水平井加体积压裂开发方式的应用规模。大能够替代lng需求约800万吨/年。在印度，一是2018年国内lng消费需求几乎与2017年持平，导致国内接收站利用率不足60%，二是国内运输管网建设较慢。