提高经济可采储量，厚植效益开发根基。 牢固树立“油气资源为根”的理念，加大滚动勘探力度，通过井楼油田八区Ⅳ3、Ⅲ6等储层精细油藏描述，王集油田柴庄区、西区等复杂断块精准刻画，新增常采储量215万吨，自主部署新井8口，当年增油1.3万吨。打破常规开发方式思维定式，做好低效普通稠油热采吞吐转注水开发潜力评价，先后对王集油田王9断块、井楼油田七区东南部、杨楼油田杨浅3断块、杨浅20断块等普通稠油Ⅰ-2类油藏转常规注水开发。目前普通稠油转水驱实施井组21个，增加水驱控制储量326万吨，常采储量达到3082万吨，占总储量的比例由2015年的42.9%提高到45.6%。
提高水驱动用程度，拓展效益产量规模。 加强精细油藏描述、精细剩余油研究、精细流场刻画等基础研究，加强多级细分、低成本调剖调驱、低成本改造等工艺的攻关配套，持续推进精细注水工程，有效控制水驱开发单元自然递减，夯实常采稳产上产基础。去年实施精细注采结构调整246井次，增油1.8万吨，自然递减控制在11%以内，与2015年相比减缓2.5个百分点，常采产量22.02万吨，占总产量比例由2015年37.4%提高到48.2%。
提高热采注汽效果，提升效益开发水平。 运用“三线四区”模型开展单井效益评价，优化调整注汽结构，优化注汽方式，攻关应用热化学辅助面积吞吐、点状蒸汽驱、分层注汽、乳化油调剖等技术，挖掘剩余油潜力。去年关停无效热采油井188井次，减少操作成本488万元；按照“四注，四不注”的原则优化注汽，全年注汽量92.6万吨，同比减少64万吨；按照“三上，三不上”的原则优化措施工作量，全年措施实施201井次，同比减少105井次。去年实施分层注汽工艺13井次，平均单井阶段增油140吨；实施高周期吞吐转点状蒸汽驱试验10个井组，覆盖储量16.2万吨，产油2013吨，油汽比由0.14提高到0.25；实施乳化油调剖54井次，消耗乳化油泥3431立方米，降本增效527万元。通过以上措施，去年热采平均油汽比由2015年的0.22上升到0.26，热采吨油操作成本1706元，同比下降240元。
提高机采系统效率，拓展增效降本空间。 全面开展抽油机机采系统效率摸底分析，实施机采系统效率提升工程，优化调整油井生产制度，优化调整井下作业工艺设计，组织开展机采系统调参、调平衡和错峰间开等工作。去年开展抽油机参数优化工作1221井次，机采系统效率测试工作3425井次，热采井检泵作业实施了更换抽油杆措施6井次。全厂热采井的机采系统效率达到10.4%，常采井的机采系统效率达到24%，平均机采系统效率达到13.9%，与2015年相比提高了2.3个百分点，节约电量410万千瓦时，节约电费359万元。
