立足单元，多手段稳步提升水驱效率。一是扩大水驱，站在单元的角度整体上安排部署单井注水，随时准备转向井组和单元，实现单线到多线动用，实施6个井组，日油水平提升29吨/天；二是有效水驱优化注采再提效，多井组合理化注采参数，调整井间压差，确保高效驱替，实施5个井组优化7井次，日油水平提升34吨/天；三是对注水效果变差井分类治理，提高驱油效率，实施15井次，有效12井次，累增油0.98万吨。通过以上做法，1-9月份，累计注水增油近17万吨，新增经济可采储量5万余吨；较去年同期多增油1万多吨，多增加可采储量1万吨。
把控能量，全方位改善气驱效果。一是站在单元整体角度，分析调整，提前注气保压开发，扩大储量动用范围，实施7井次，累增油0.83万吨；二是针对连通较好井组，定压差注气，确保油线均衡动用，实施5个井组，日油水平提升31吨/天；三是合理优化气水比，提高气水混注置换率，实施26井次，方气换油率由0.66吨/方提升至0.81吨/方，多增油0.4万吨；四是优化段塞注气参数，提升气驱效果，实施4个井组，井组单轮次增油由2734吨增加至4326吨，驱替效率提升1.5倍。通过以上做法，1-9月累计注气增油近7万吨，新增经济可采储量14万吨，较去年同期多增0.6万吨，多增加可采储量1.4万吨。
统筹规划，对症下药激发老区新活力。开展低效区块综合治理，编制八区、十一区两个区块的综合治理方案，实施后八区日油水平由418吨/天提升至480吨/天，十一区日产油由年初217吨/天提升至253吨/天，实现产量稳中有升。另外，抓好托甫台示范区建设，自然递减率控制取得明显成效，8月份，自然递减率23.15%，较去年同期下降2.51个百分点。
开展“单井再分析，单元再提升”活动，挖存量提效益。对全厂现有单元、单井进行重新梳理，打破原有思维定式，思路持续更新，认识逐步加深，通过注水、注气、措施、优化工作制度等手段，盘活现有资源，1-9月份，无效变有效井27口，恢复产能64吨/天，有效变高效井16口，提升产能58吨/天。
