加强地质基础研究，厘清油藏潜力分布。按照“区域整体研究、局部重点剖析”的思路，深化地质基础研究，全面提高油藏认识水平。精细潜力大调查，逐区逐层逐井排查热采单元油井潜力，做到“四个清楚”，达到“四个量化”；开展常采单元分层井网、分层动用、分层水淹和分层能量保持状况调查，做到井网、注采动用、剩余油分布和压力保持水平“四清”。精细地质再认识，针对不同区块油藏特点，开展王集油田、古城油田构造精细描述和有效储层识别技术研究，提高地质认识精度。精细剩余油描述，在井楼一区、古城泌123区等单元，开展新一轮剩余油精细描述，明确调整挖潜方向，编制各开发单元动态监测方案，精准认识“三场”，为措施挖潜、注采调整、动态调配、局部完善等提供依据。
加强滚动增储增产，巩固开发物质基础。精细完善部署，深化滚动勘探，着力破解制约发展的资源瓶颈。精心研究，超前部署提高新井产能，按照“三类型三部署”原则，对古城毕店区、井楼八区等局部储量未动用潜力区，对王207断块、王3断块、泌161断块等动态井网不完善区域，加快自主完善部署，恢复动用地质储量63.5万吨。精查细找，拓展增储增产空间，深化“三疑三探”滚动复查思路，精细构造刻画，精细储层描述，以成藏规律为指导，对王集油田、古城油田、楼八区等复杂断块油藏，综合运用钻、测、录和试油试采资料，分析圈闭含油性，筛选有利目标井层，力争实现年增储100万吨，增油0.5万吨目标。
加强稠油热采优化，破解效益开发困局。优化注采技术，转换开发方式，挖潜难动用储量，提高热采开发效益。优化注采技术，促进蒸汽有效波及，依据不同油藏特点，结合潜力认识，立足吞吐优化，扩大蒸汽有效波及体积，提高“薄层、厚层、边水”三类稠油油藏开发效益。转换开发方式，有效驱替井间剩余油，针对高周期效益差的普通稠油，转换开发方式，实施点状蒸汽驱、热水驱，实现有效驱替，动用井间剩余油，实施20个井组，增产0.3万吨。引进新技术，进一步挖潜难动用储量，在稠油边水侵入区实施微生物采油技术，在特超稠油油井实施化学降粘冷采技术，全力挖潜难动用储量。2018年力争完成热采产量20.35万吨，油汽比达到0.2以上。
加强精细注采调整，筑牢稳产增效阵地。深化油藏再认识，逐块逐层梳理，实施“一块一策，一层一策，一井一策”，实现块块注水、层层动用、井井受效，提升常采单元开发效益。立体调控，提高水驱单元动用程度，实施井网完善、转变流线、细分重组、井网转换、注采耦合等技术，对古城油田泌123区、泌124区，王集油田东区、西区、柴庄区等单元精细调整，实现平面强波及、纵向促动用目标。分类治理，提升普通稠油转水驱开发效果，针对不同转水驱开发区块现状，立足调剖调驱，实施井网优化、参数优化等措施，达到扩大波及体积、提高驱油效率目的。差异调整，促进聚驱均匀受效，针对注采差异，分类优化治理，缓解剖面矛盾，抑制平面窜流，促使聚驱均衡见效，力争吨聚换油达到28吨以上，提高采收率5.9%。通过以上工作，2018年完成常采产量24.65万吨，占总产量比例达到54.8%以上，自然递减控制在10.5%以内。
加强生产组织管理，助力油田提质增效。持续完善生产运行保障体系，加强各环节衔接沟通，实现生产组织高效运行。加快新井建设，建立完善钻井运行、方案设计、作业施工、产能建设协同配合机制，充分利用油田闲置设备等资产调剂平台，确保新井早投产早见产，提高新井产量贡献率。做好措施挖潜，按照“规模选井、效益优先”原则，加大措施井优化实施步伐，做到措施前决策、措施过程管控、措施后评价一体化运行，力争措施有效率达到85%以上。细化老井管理，加大长停井效益复产力度，通过工艺配套、措施优化等手段，盘活长停井层闲置资源；持续加强作业运行组织，做好控躺治躺工作；抓好注汽注氮、产能建设等施工正点率，助推生产经营任务圆满完成。
