【油气勘探】 按照“三不打”（不具备战略引领意义的风险井坚决不打、圈闭不落实的预探井坚决不打、不新增商业开发储量的评价井坚决不打）要求，优化区带目标和井位论证方式，狠抓探井实施、设计优化和项目运行，加快向突出商业发现、提升储量价值转变，探井成功率同比提高7.1个百分点。深化精细勘探，重建地质模型，开展济阳坳陷资源再认识，优先研究部署剩余资源丰度高、易于开发动用的目标。东部探区取得新突破，在青西、埕岛等地区取得油气发现，特别是车古27、桩斜169探井获得高产商业油气流，展示济阳坳陷古生界潜山的增储潜力。加强准西车排子地区沙湾组、西翼石炭系等重点地区评价部署。西部探区再获新发现，在山前带、准东二叠系和外围重点盆地取得进展，其中，车排子西翼石炭系发现整装稀油区带，新增预测储量4332万吨；春风油田南扩发现千万吨级浅层稠油油藏，落实控制储量1611万吨，夯实西部可持续发展的资源基础。
【油气开发】 立足增量增效、存量创效，全面优化开发部署、新老区方案设计和老区存量调整，推动成本预算、产量运行与油价变化联动，效益开发理念深入人心，生产运行质量持续提升。深化勘探开发一体化结合，加强十个重点地区滚动评价，加大老区高效注采完善，健全产能建设项目效益评估、排队优选机制，强化钻井运行管理和质量监督，加快油藏评价、优化效益开发方案，储量动用高效实施。全年新增商业开发储量2486万吨，新建（增）产能57.5万吨，单井能力同比提高0.6吨，百万吨产能新增开发投资同比下降8.5亿元。实施产量、产液和工作量结构优化调整，暂关一批无效区块和油水井，调减无效益产量98.6万吨、无效液量880万吨、无效注水量470万立方米，稀油措施工作量同比减少35.8%，把算效益账、干效益活、产效益油落到实处，存量结构不断优化。把注水开发作为核心工作来抓，开展一体化治理与注采井网完善，加大长停井治理、管杆更新力度，注采对应率、分注率、层段合格率同比分别提高2.0、1.1、1.4个百分点，还原稀油自然递减率控制在计划以内，稳产基础持续改善。
【油气勘探】 按照“三不打”（不具备战略引领意义的风险井坚决不打、圈闭不落实的预探井坚决不打、不新增商业开发储量的评价井坚决不打）要求，优化区带目标和井位论证方式，狠抓探井实施、设计优化和项目运行，加快向突出商业发现、提升储量价值转变，探井成功率同比提高7.1个百分点。深化精细勘探，重建地质模型，开展济阳坳陷资源再认识，优先研究部署剩余资源丰度高、易于开发动用的目标。东部探区取得新突破，在青西、埕岛等地区取得油气发现，特别是车古27、桩斜169探井获得高产商业油气流，展示济阳坳陷古生界潜山的增储潜力。加强准西车排子地区沙湾组、西翼石炭系等重点地区评价部署。西部探区再获新发现，在山前带、准东二叠系和外围重点盆地取得进展，其中，车排子西翼石炭系发现整装稀油区带，新增预测储量4332万吨；春风油田南扩发现千万吨级浅层稠油油藏，落实控制储量1611万吨，夯实西部可持续发展的资源基础。
【油气开发】 立足增量增效、存量创效，全面优化开发部署、新老区方案设计和老区存量调整，推动成本预算、产量运行与油价变化联动，效益开发理念深入人心，生产运行质量持续提升。深化勘探开发一体化结合，加强十个重点地区滚动评价，加大老区高效注采完善，健全产能建设项目效益评估、排队优选机制，强化钻井运行管理和质量监督，加快油藏评价、优化效益开发方案，储量动用高效实施。全年新增商业开发储量2486万吨，新建（增）产能57.5万吨，单井能力同比提高0.6吨，百万吨产能新增开发投资同比下降8.5亿元。实施产量、产液和工作量结构优化调整，暂关一批无效区块和油水井，调减无效益产量98.6万吨、无效液量880万吨、无效注水量470万立方米，稀油措施工作量同比减少35.8%，把算效益账、干效益活、产效益油落到实处，存量结构不断优化。把注水开发作为核心工作来抓，开展一体化治理与注采井网完善，加大长停井治理、管杆更新力度，注采对应率、分注率、层段合格率同比分别提高2.0、1.1、1.4个百分点，还原稀油自然递减率控制在计划以内，稳产基础持续改善。