今年年初以来，面对新常态、低油价带来的困难和挑战，中原油田油田持续推进低成本开发战略，优化老区结构调整，控制低效无效措施投入，自然递减率比上年同期减缓5.67个百分点。
为增加可采储量，油田科研人员精细研究评价，优化部署滚动勘探、油藏评价井4口，预计落实商业开发储量80万吨，已实施两口井，落实商业开发储量43万吨。油田立足整体效益，优化投资方向，优化部署决策，针对新区储量落实程度低的情况，加大老区侧钻井实施力度，降低投资风险，已投产28口井，阶段增油7992吨。
油田在新老区产能建设部署上，坚决落实“部署、方案、设计、实施”四个优化，以增加经济可采储量为中心，以项目库建设为载体，严把项目效益决策关，把每一个增量项目都做成效益增长项目。在井位选择上，油田侧重对“可采储量大、单井产能高、钻井费用少、完全成本低”的油藏进行研究。截至目前，油田优化部署新井16口，新建产能2.9万吨，其中跟踪2017年滚动勘探成果，进行产能建设部署，在卫118块、濮153东块和云7块部署新区产能建设井5口，新建产能0.99万吨，已实施3口井，新建产能0.54万吨。在强化油藏描述和剩余油分布规律研究的基础上，部署老区产能建设井11口，新增产能1.91万吨，已实施4口井，新增产能0.59万吨；部署侧钻井57口，恢复产能5.13万吨。
油田编制不同油价下的生产方案，综合应用井网优化、注采优化、流场优化等方式，配套低成本水驱开发技术，对8个重点区块、163个低效井组进行治理，增加（恢复）可采储量29.1万吨；油田自然递减率比计划低3.97个百分点；精细注采结构调整，实现降本增效1012万元。
油田加强研究，持续优化，气驱提高采收率试验有序推进。油田开展了气驱方案优化工作，以效益最大化为原则，进行了多轮次的细化评价，完成了濮城沙三中油藏6~10砂组、卫43块、濮92块二氧化碳驱整体方案，以及濮67块、文88块天然气驱油藏工程方案编制，部署32个气驱井组，覆盖储量993万吨，预计增加可采储量94万吨。
普光气田实现高效开发，在滚动勘探上，优选毛坝7块、普光主体南部作为滚动勘探和气藏评价的有利目标区，完成毛坝9井、普光302-4H井可研方案，预计落实地质储量91亿立方米。在产能建设与措施挖潜上，部署新井6口，预计新增动用储量173亿立方米，新增产能10.23亿立方米；部署措施井8口，预计每天增加（恢复）产能140万立方米。强化气藏动态监测与分析，实时开展气藏调控，对井、站、线实行差异化配产；优化治水对策，开展排水采气试验，恢复水淹停产气井产能，预计每天恢复气井产能75万立方米；优选实施井筒解堵、重复酸压、二次完井等措施，推广过油管深穿透射孔现场应用，预计每天恢复气井产能105万立方米。