2005年，渤海自营油气田共有机采井404口，包括电潜泵井380口，射流泵井l4口，电潜螺杆泵井10口，机采井占油井总数的90％。机采井产油量占总产油量的86.9％。电潜泵新机组平均检泵周期为649天，修复机组平均检泵周期为805天，电潜泵井平均运转时间为502天。合作油田共有机采井309口，包括电潜泵井305口，电潜螺杆泵井4口，机采井占油井总数的98％，电潜泵井平均运转时间为410天。

2005年，在生产油气田油水井海上作业共311井次，其中小修维护性作业148井次，主要作业内容是检泵（含自喷转电泵），共138井次；小修增产增注作业150井次，主要作业内容为换大泵、解堵、酸化、转注和配注；大修完井作业4井次；其他作业9井次。

至2005年底，渤海油气区海上工程设施，共有12套生产系统，其中全海固定式2套；全海浮式6套，半海半陆式4套。12套系统中，有井口平台48座，中心平台3座，动力平台6座，天然气压缩机平台、集输平台、靠船、系缆平台等平台11座，浮式生产储油装置6艘，单点系泊6座；海底管线81条，总长659.72km，海底电缆35条，总长171.84km；陆地终端4座，外输码头2座。

六

渤海油气区特有的陆相油层、海洋环境，使油田开发既不同于渤海周边陆上油田，也不同于中国近海海相油田。与陆上油田对比，存在开发及作业成本高、开发技术要求高的问题；与海相油田对比，存在构造复杂、储层多变、天然能量不足和单井产量低等问题。渤海油气区稠油储量、产量比重大，进一步增加了开发难度。

为使油田实现经济有效开发，渤海油气区通过自主创新，学习引进外国石油公司海上油田开发技术，克服各种开发难点，使油田得以有效开发，同时形成渤海油气区的开发特点与工作特色。一是在开发程序上，开展油气田开发前期评价，包括油藏早期评价、开发预可行性研究、开发可行性研究和总体开发方案编制，四个阶段的开发评价工作，严格按序进行，使油田开发决策立于不败之地。二是在油田开发管理上，以经济效益第一为指导原则，不满足中国海洋石油总公司基础盈利率不开发，促使方案进行多次优化。三是油藏开发方案坚持少井高产、稀井网高速开发原则。